EP4667743A1 - Verfahren zum erfassen einer massenunwucht eines aerodynamischen rotors einer windenergieanlage - Google Patents

Verfahren zum erfassen einer massenunwucht eines aerodynamischen rotors einer windenergieanlage

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EP4667743A1
EP4667743A1 EP24183556.0A EP24183556A EP4667743A1 EP 4667743 A1 EP4667743 A1 EP 4667743A1 EP 24183556 A EP24183556 A EP 24183556A EP 4667743 A1 EP4667743 A1 EP 4667743A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
rotor
wind
imbalance
angle
mass
Prior art date
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Pending
Application number
EP24183556.0A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Andre Kubasik
Ulf Schaper
Matthias Giesler
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Wobben Properties GmbH
Original Assignee
Wobben Properties GmbH
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Filing date
Publication date
Application filed by Wobben Properties GmbH filed Critical Wobben Properties GmbH
Priority to EP24183556.0A priority Critical patent/EP4667743A1/de
Publication of EP4667743A1 publication Critical patent/EP4667743A1/de
Pending legal-status Critical Current

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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D13/00—Assembly, mounting or commissioning of wind motors; Arrangements specially adapted for transporting wind motor components
    • F03D13/30—Commissioning, e.g. inspection, testing or final adjustment before releasing for production
    • F03D13/35—Balancing static or dynamic imbalances
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
    • F03D17/009—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics characterised by the purpose
    • F03D17/015—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics characterised by the purpose for monitoring vibrations
    • F03D17/016—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics characterised by the purpose for monitoring vibrations indicative of rotor imbalance
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2260/00—Function
    • F05B2260/96—Preventing, counteracting or reducing vibration or noise
    • F05B2260/966—Preventing, counteracting or reducing vibration or noise by correcting static or dynamic imbalance
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/326—Rotor angle

Definitions

  • the present invention relates to a method for detecting a mass imbalance of a multi-blade rotor of a wind turbine, i.e., an aerodynamic rotor of a wind turbine.
  • the invention also relates to a wind turbine that uses such a method or is at least prepared to do so.
  • Wind turbines are well-known for generating electrical power from wind.
  • vibration measurements are often taken during operation to investigate the suspected imbalance and, if necessary, correct it.
  • Such measures can incur costs for expert assessments and service teams, as well as downtime for installing and removing the necessary measuring equipment.
  • vibration sensors are often specialized measuring devices that may require the involvement of an external expert.
  • measurements could be carried out using other vibration sensors already present in the wind turbine, thus eliminating the need for an on-site visit by an external expert or service team.
  • sufficient accuracy cannot always be achieved with unsuitable measuring sensors.
  • the measured rotor angular velocity during operation is influenced by disturbances such as blade misalignment, uneven generator torque, and inaccuracies in the measuring system, such as shaft misalignment when measuring rotational speed using position sensors in the slip ring body.
  • the invention is therefore based on the objective of addressing at least one of the aforementioned problems.
  • a method is to be proposed in which data is acquired and evaluated, as automatically as possible, using only the sensors already present in a wind turbine, in such a way that conclusions can be drawn about the imbalance state. This should ideally be done without affecting the operation of the wind turbine, in order to save costs.
  • an alternative solution to previously known methods is to be found.
  • a method according to claim 1 is proposed. This method is for detecting a mass imbalance in the rotor of a wind turbine comprising several rotor blades.
  • the aerodynamic rotor of the wind turbine is the focus.
  • the rotor blades of this underlying wind turbine can be adjusted in their blade angle.
  • the rotational position of the rotor can be detected.
  • the rotational position, or rotor position thus refers to the rotation of the rotor about the rotor axis, and the rotor position can, for example, refer to a rotor blade that serves as a reference blade. For instance, a position in which the reference blade points vertically downwards with its longitudinal axis can be designated as position 0, i.e., 0°.
  • a flag position is thus a position of the rotor blades in which wind flowing towards the wind turbine from the front exerts no force on the rotor blades in the direction of rotation of the rotor. Since the wind never blows exactly constantly from one direction without fluctuations, slight forces can naturally occur.
  • the flag position can nevertheless be defined as described, whereby the flag position is designed for this theoretical wind from the front and, depending on the wind turbine, is usually in the range of 90°, relative to a rotor plane. In some wind turbines, the flag position can, for example, also be 100°. In other words, when the wind turbine and its rotor are aligned with the wind, each rotor blade is in its "flag" position with its leading edge pointing forward, i.e., towards the wind. "Flag” is a technical term and can also be described as the rotor blades being essentially parallel to the wind when the rotor is facing the wind.
  • the test "flag" position is similar to the "flag” position and can include both, but the test "flag” position also involves varying the blade angles, specifically by a maximum of the test angle value.
  • a stop position is then determined at which the rotor either remains stationary during the test operation or around which it swings. This depends on the friction of the rotor's bearings and on any imbalance. It is possible that the rotor continues to oscillate slightly around the stop position when coming to a stop, or that it enters the stop position without oscillating.
  • an unbalance angle position is then determined.
  • the unbalance can be visualized as an unbalance mass located outside the rotor's axis of rotation.
  • the position of this unbalance mass can be described by its distance from the axis of rotation and its angular position relative to a zero angle as a reference, with this angle being referred to as the unbalance angle position.
  • the unbalance angle position can be defined as the angle of the stop position relative to a zero angle, e.g., relative to the angular position of a reference rotor blade. This is particularly true when no rotational force is actually exerted on the rotor by the wind, for example, because there is actually no wind.
  • the imbalance is defined by the product of the unbalance mass and the distance of this unbalance mass from the axis of rotation. Therefore, doubling the unbalance mass and halving the distance to the axis of rotation, or doubling the distance to the axis of rotation and halving the unbalance mass, results in the same imbalance. However, the unbalance angle position always remains the same.
  • the unbalance angle position can be determined with minimal effort, and in particular without additional equipment, this can be implemented on any wind turbine, for example, from a single manufacturer and/or within a wind farm, without significant additional costs. This allows for comprehensive knowledge of the unbalance conditions of all these wind turbines. From this, conclusions can potentially be drawn about the condition of the wind turbine or indications of possible changes in the production of the rotor blades can be derived.
  • the test vane position is a blade angle that is applied to all blades, whereby only a very small aerodynamic moment is generated when the rotor is subjected to uniform airflow.
  • This aerodynamic moment should preferably be greater than zero in order to retain the possibility of quantifying the imbalance moment or its magnitude as a function of wind speed.
  • test flag position describes a position of the rotor blades with respect to their blade angle, which can vary within the range of the flag position.
  • This variation can be in the range of 10° to 45° around the flag position.
  • it can be in the range of 10° to 20°, and further, in particular, in the range of 15° around the flag position, or it can be in a range from the flag position up to a blade angle range of 10° to 45° less than the flag position, in particular 10° to 20°, and further, in particular, in the range of 15° less than the flag position.
  • test flag position can vary within a range of 75° to 90° when the flag position is 90°.
  • the test flag position can therefore also assume the flag position itself, and for many test points, which will be described in more detail below, it will differ slightly from the flag position. to assume a different blade angle in order to experience a small aerodynamic moment from the wind, which can be used to quantify the mass imbalance.
  • a test flag position can therefore involve slightly altering the blade angle of the rotor blades near a predefined flag position, but specifically within 15° of the predefined flag position.
  • the variation can occur within a range of 75° to 105°, which is especially true if the flag position is defined at 90°. If the flag position has a different value, e.g., 100°, this range of variation shifts accordingly.
  • a mass imbalance can also be described simply and synonymously as an imbalance.
  • a small torque from the wind acts on the rotor, which is particularly less than 5% of the rated torque of a wind turbine generator.
  • the torque can be in the range of 0 to 5%, preferably 0 to 1%, and particularly around 0.3%. These values are expected for wind speeds in the range of 0 to 5 m/s or can be set for such a wind speed range by adjusting the blade angle accordingly. It has been particularly noted that even in the test vane position, a small force can act on the rotor in the direction of rotation if a slight deviation from the vane position is set, i.e., if the test angle is not zero. This can be useful for evaluation, as will be explained below; however, it should not be too large, as the rotor would then rotate and not come to a stop in the designated position.
  • a fictitious stop position for calm conditions be calculated from the multiple stop positions with their associated wind speeds. It is then proposed that the unbalance angle position be derived from this fictitious stop position, specifically using the fictitious stop position as the unbalance angle position.
  • the stop position in calm conditions can correspond to the unbalance angle position. Slight deviations can occur due to static friction. Even these Small deviations can be averaged out by recording multiple measurements.
  • a rotational force can be calculated, or at least estimated, since the aerodynamic properties of the rotor blades are known.
  • a lift coefficient may be known, from which, given the wind speed and direction of airflow (and thus the blade angle), a lift and therefore a resulting rotational force, i.e., a resulting torque, on the rotor can be calculated.
  • a first stop position could be recorded at a first wind speed and a second stop position at a second wind speed. If—as a simplifying and illustrative assumption—the second wind speed were so much greater that it resulted in twice the rotational force, the first stop position would lie exactly halfway between the second stop position and the hypothetical stop position in calm conditions.
  • This simplified example is based, of course, on the simplifying assumption that a displacement of the mass imbalance from the hypothetical stop position results in a restoring force that is proportional to the displacement angle when the displacement angle is small. It is also assumed that the lift force is proportional to the square of the wind speed. Therefore, for this analysis, the stop position is plotted against the square of the wind speed. The aforementioned double rotational force at the second wind speed compared to the first would occur at a second wind speed that is approximately V2 times the first wind speed.
  • the hypothetical stop position in calm conditions can be calculated using the least squares method. Assuming the proportionality described above, the hypothetical stop position can be calculated using a so-called pseudoinverse. Alternatively, one can simply wait until sufficient data has accumulated at low wind speeds, allowing the stop position to be determined without extrapolating towards calm conditions. The stop position can then be the position around which the rotor oscillates on average.
  • the rotor blade angle is adjusted so that a rotational force from the wind acts on the rotor.
  • This force rotates the rotor from a stop position and/or imbalance angle position into a deflected position or sets it into a continuous rotation, with the deflected position or rotation being measured.
  • the deflected position describes the rotational position of the rotor relative to a rest position in calm conditions and thus relative to the imbalance angle position, because without force on the rotor, it comes to rest at the imbalance angle position.
  • the amount of imbalance is determined as a function of the deflected position or the continuous rotation.
  • a controlled rotational force from the wind is applied to the rotor and used to evaluate the mass imbalance.
  • This rotational force causes an unbalanced mass, which, along with its distance from the pivot point, describes the imbalance, to be raised.
  • the restoring force exerted by the unbalanced mass increases with increasing rotation angle. The smaller the unbalanced mass, at a constant distance from the axis of rotation, the greater the rotor deflection and the higher the unbalanced mass can be raised.
  • the deflection caused by the rotational force from the wind can be measured. This allows us to determine how much the rotor has rotated from the stop position or unbalance angle position. Once a stable deflection position is established, this allows us to infer the amount of unbalance, i.e., the magnitude of the imbalance. The greater this deflection, the smaller the unbalance, i.e., the smaller the amount of unbalance.
  • the imbalance or its magnitude, is so small that it was possible to continue rotating the rotor by the aforementioned 90° despite the imbalance.
  • the imbalance be determined by further considering a recorded, especially measured, wind speed. If the wind speed is recorded, the rotational force can be determined based on precise knowledge of the rotor blade and its angle. The resulting deflection can then be used to accurately calculate the imbalance.
  • Measurement inaccuracies resulting from interference with an anemometer used to measure wind speeds on the nacelle can be reduced through improvements in measurement and/or corrective measures. This is particularly recommended when the wind measurement on the nacelle is significantly influenced by the rotor position: In a "Y" position, where one rotor blade points vertically downwards, the wind can flow more strongly through the upper rotor blades, and a nozzle effect at the anemometer can lead to a higher wind speed being measured than the actual average wind speed across the rotor area. Conversely, if a blade is in a 12 o'clock position, i.e., pointing vertically upwards, the anemometer can be shaded.
  • a proposed solution involves using two anemometers on the nacelle, offset laterally by approximately one rotor blade diameter, or at least one diameter, and utilizing their average measurement signal. Alternatively, or in addition, a final, unaltered wind speed measurement can be recorded before a shutdown and used for analysis in the following minutes.
  • the imbalance be determined by further considering an average torque.
  • this torque can be determined from the wind speed, as described, in combination with the aerodynamic properties of the rotor, i.e., the rotor blades.
  • the torque could be determined from the rotor's acceleration, given its moment of inertia.
  • the specific blade angle can be taken into account. From this, and with knowledge of the wind and the precise aerodynamic properties, the torque acting on the rotor can also be determined.
  • the deflection position cannot be directly measured, as it is relative to this unbalance angle position.
  • the rotational position can be measured instead, i.e., the position of the rotor relative to an arbitrary reference position. Different rotational positions can then be recorded for various wind speeds, and a system of equations can be established using these values and the respective wind speeds. Once sufficient measurements have been taken at different wind speeds, this system of equations can be solved for the unbalance angle position and the magnitude of the unbalance. This can also be done using a pseudoinverse.
  • the stopping position is determined based on the reversal positions. This is achieved by using an average of the reversal positions, and this average is then used to define the stopping position. It was observed that when the rotor oscillates around the stopping position, the reversal positions are distributed relatively evenly around the stopping position, and therefore the stopping position can be accurately determined from their average. It was also recognized that the actual stopping position of the rotor can be distorted by static friction, and even in calm conditions, static friction can prevent the rotor from stopping precisely at the unbalance angle. Using the reversal positions avoids this problem.
  • the first reversal position is the furthest from the stop position.
  • the second reversal position is closer to the stop position, and therefore, an average value between the first and second reversal positions would deviate from the ideal stop position in the direction of the first reversal position.
  • the same problem occurs between the third and fourth reversal positions.
  • an average value between the third and fourth reversal positions would deviate from the actual stop position in the direction of the third reversal position. This deviation is therefore also in the direction of the first reversal position.
  • a systematic error in the direction of the first reversal position can occur.
  • This systematic error can be reduced by recording multiple stop cycles, i.e., multiple oscillation cycles in which the rotor oscillates around the stop position.
  • two averages can be recorded: one including the first reversal position and a second excluding it. If the first reversal position is omitted, the second reversal position will be the one furthest from the stop position, resulting in a systematic error in the opposite direction. This can lead to two averages with nearly or essentially canceling systematic errors, and therefore it is proposed to calculate a single average of these two averages. This can be simplified by weighting the first reversal position at only 50% when averaging all reversal positions.
  • the mass imbalance can also be accurately calculated in magnitude from the pendulum motion. This applies at least to small pendulum motions. Especially for such small pendulum motions, one of the aforementioned calculation methods can be used.
  • the angle of inclination which can also be called tilt, can be particularly significant in the range of 0° to 10°. If it is 0°, the term cos( ⁇ T ) equals 1 and is therefore unnecessary; however, the term can also be used for angles of inclination that are not 0. It can be disregarded. Therefore, calculation methods are given both with and without this term.
  • the mass imbalance m*l does not require knowledge of the two values for mass m and distance from the center point I. If a balancing mass is to be installed, a desired distance I can be selected, and the mass m can then be calculated accordingly.
  • One aspect proposes that a relationship between the imbalance magnitude and, optionally, the imbalance angle position, on the one hand, and the set blade angle, measured wind speed, and measured deflection or rotation position, on the other, be learned using a machine learning algorithm.
  • a machine learning algorithm especially one employing a neural network, can capture such relationships and thus also account for non-linearities.
  • the imbalance amount and the set blade angle be varied, and the deflection position or rotation position be recorded each time.
  • the imbalance amount can be varied by placing corresponding imbalance weights, especially in one rotor blade. It is also conceivable that a test wind turbine could be used for training, and the result could then be applied to other wind turbines, especially those of identical design.
  • the learning process is to establish a relationship where the unbalance angle position is unknown, it is suggested that the relationship be established based on the rotation position rather than the deflection position. In this case, it may also be possible to establish a relationship between the unbalance angle position on the one hand and the set blade angle, the measured wind speed, and the rotation angle on the other.
  • the procedure for identifying the mass imbalance be executed or triggered when a spin operation and/or a adjustment of the rotor blades into a flag position is triggered by an environmental requirement, in particular a requirement to stop the wind turbine due to a shadow flicker, or due to an operational requirement, in particular to check a safety chain, and/or the procedure for identifying the mass imbalance is executed or triggered by deliberately triggering the test operation during a period of low wind speed, in particular when the wind speed is below a predetermined cut-in wind speed, by deliberately rotating the rotor blades into the test flag position in order to identify the mass imbalance.
  • mass imbalance identification be carried out continuously or at least repeatedly when a spin operation and/or an operating situation for adjusting the rotor blades into a flag position occurs, in order to update mass imbalance values and/or to identify any occurring mass imbalance, in particular to carry out a self-diagnosis.
  • the procedure be carried out in a wind farm and/or for a group of wind turbines designated for monitoring. It is specifically proposed to monitor several wind turbines within such a group and consider them as a whole, particularly comparing the results.
  • a group of wind turbines could be a single wind farm, in which case the turbines would be grouped within that wind farm; however, it is also conceivable that either only wind turbines belonging to a part of a wind farm could be considered together, or that a group of wind turbines spanning multiple wind farms and/or multiple wind turbines not grouped within a single wind farm could be monitored.
  • the swapping of rotor blades between wind turbines can be identified or verified. This is particularly relevant if two wind turbines exhibit a significant mass imbalance, each pointing to a specific blade as the cause. If these mass imbalances correspond, swapped rotor blades can be inferred. Such a suspicion can be verified through a supplementary on-site inspection. Based on this, the reason for the swap can be determined.
  • service life predictions for the wind farm or the group can be improved. It was particularly recognized that bearing wear, as well as other fatigue phenomena caused by vibrations, can be attributed to mass imbalance. At the very least, mass imbalance can exacerbate such fatigue. By identifying mass imbalances and their corresponding values for the turbines in the entire group, a comprehensive improvement in the service life of this group can be achieved.
  • one, several or all criteria from the following list should be checked:
  • One criterion is to ensure that no brake is applied. This guarantees that the rotor can rotate freely.
  • Another criterion is that no generator torque is set. This also ensures that the rotor can oscillate freely.
  • One criterion is to determine that no ice buildup is present.
  • the procedure can also be performed with ice buildup; however, the mass imbalance detected is predominantly attributable to such ice buildup, making it virtually impossible to conclude that the imbalance is ice-free.
  • One criterion can be to verify that bearing temperatures and bearing grease levels indicate sufficient bearing lubrication. It was also recognized that the proposed method is based on the principle of the easiest, smoothest, or at least lowest-friction oscillation possible, which can be ensured in this way.
  • Another criterion is to check whether any bearing damage has been detected or suspected. Such bearing damage can also affect the pendulum action, which is why this check is recommended.
  • the center of mass of the rotor blade, relative to the hub on which the rotor blades are mounted, can also be altered by adjusting the blade angle. Therefore, if the rotor blades have different blade angles, a mass imbalance can occur, even though the rotor blades of the system are actually identical and no or a smaller mass imbalance would occur with the same blade angles.
  • One proposed criterion is to check whether all blade angle sensors are functioning. This also aims to ensure identical rotor blades. However, knowing the precise blade angle is also crucial if an aerodynamic torque is to be calculated from the blade angle of the rotor blades together with the measured wind speed.
  • Another criterion can be to verify whether a rotor position measurement works to determine the rotor position. It was particularly noted that, in order to identify the unbalance angle position, the rotor position should also be known with sufficient accuracy.
  • Another criterion is to check whether a wind tracking system is active. This involves adjusting the azimuth position of the wind turbine so that it always points towards the wind.
  • the turbine should be optimally aligned with the wind; the rotor plane, in which the rotor rotates, should be as perpendicular as possible to the wind direction, which can be ensured by the wind tracking system. Otherwise, for example, oblique airflows can occur, which can distort the measurement.
  • both anemometer measurement and an estimate i.e., determining the wind speed from operational data
  • Both methods can also be combined, for example, by calculating an average of the measured and estimated values.
  • Accuracy improvements in measurement and/or estimation can be implemented to also improve the accuracy of mass imbalance detection. This can be achieved in particular by implementing measures as described above for improving measurement accuracy.
  • a first balancing position and a first balancing weight should be used.
  • the location and magnitude of the mass imbalance are determined, and the first balancing weight is attached at the first balancing position.
  • the identification of a mass imbalance is repeated in order to determine a second balancing position and a second counterweight, and that the second counterweight is attached to the second balancing position.
  • the main point here is that the attachment of such counterweights can be refined step by step.
  • an ideal position for attaching a counterweight in the rotor plane might be at a location where there is no rotor blade.
  • at least two counterweights should be attached, namely to different rotor blades.
  • one, particularly the larger, counterweight can be attached first, and then the rotor imbalance can be identified again before the second counterweight is attached.
  • first and/or second counterweight together with the first and second counterweight positions, are determined such that the first and/or second counterweight is attached to or in a hub and/or spinner and/or rotor blade. It has been recognized that attaching the counterweight to a rotor blade allows for a smaller counterweight if it is mounted at a suitable distance from the axis of rotation. The spinner and/or hub, however, offer easier access. A larger counterweight would be required there, but a larger counterweight could also be easily attached.
  • the wind turbine can be prepared to execute the procedure, in particular, by having such a procedure implemented on a process computer of the wind turbine or on another computing unit.
  • an operational control system can include such a procedure; the procedure can therefore be implemented as part of the operational control system.
  • the wind turbine has a process computer and is prepared to execute a procedure according to one of the aspects described above.
  • the procedure can be implemented on the process computer, or the process computer can be prepared to execute the procedure.
  • the wind turbine can achieve everything described above in the aspects relating to the procedure.
  • the described advantages for the wind turbine can be realized.
  • Figure 1 shows a schematic representation of a wind turbine according to the invention.
  • the wind turbine 100 has a tower 102 and a nacelle 104 on the tower 102.
  • An aerodynamic rotor 106 with three rotor blades 108 and a spinner 110 is provided on the nacelle 104.
  • the aerodynamic rotor 106 is set into rotation by the wind and thus also rotates an electrodynamic rotor or rotor of a generator, which is directly or indirectly coupled to the aerodynamic rotor 106.
  • the electric generator is arranged in the nacelle 104 and generates electrical energy.
  • the pitch angles of the rotor blades 108 can be changed by pitch motors at the rotor blade roots 109 of the respective rotor blades 108.
  • wobble refers to the test operation in which the rotor blades are positioned in a test flag position.
  • the heavier side of the rotor will remain at the bottom, like a stationary pendulum. Since wind exerts a driving force on the rotor even in the flagged position, and especially in the test flag position, As the wind increases, the pendulum is deflected further and further from its resting position, the stronger the wind and the weaker the mass imbalance, the greater the deflection. Based on this correlation, and with sufficient data collected, it is possible to estimate whether a mass imbalance is present, how large it is, and in which direction it is located on the rotor.
  • FIGS. 2 and 3 They show a wind turbine 200 in different positions, so that for the Figures 2 and 3 Partially the same reference symbols are used.
  • the wind turbine 200 has a rotor 206 with three rotor blades 208 and a rotor axis of rotation 207, the rotor 206 being rotatably mounted in a nacelle 204 on a tower 202.
  • an off-center center of gravity 205 is shown as a symbol.
  • Figure 4 This explains the designation of some angular positions for a rotor 206. For the sake of clarity, some of the same reference symbols are used as in Figures 2 and 3 has been used.
  • FIG. 4 The position of rotor 206 of the Figure 4 corresponds approximately to the position according to Figure 3 .
  • Figure 4 A stop angle ⁇ S , which denotes a stop position angle or the stop position itself.
  • the terms stop angle, stop position angle, and stop position can be used synonymously.
  • An unbalance angle ⁇ U which indicates the unbalance angle position, is also shown.
  • the terms unbalance angle and unbalance angle position can be used synonymously.
  • the stop angle ⁇ sub> S ⁇ /sub> and the imbalance angle ⁇ sub> U ⁇ /sub> refer to a reference R, which can also be synonymously called the reference position.
  • This reference is generally freely selectable and, for illustrative purposes, has been chosen here as the longitudinal axis of one rotor blade 208. The position of this rotor blade, or the rotor blade itself, thus forms the reference.
  • deflection angle ⁇ A which describes the deflection of the center of gravity 205, and thus also of an unbalanced mass, from a rest position in calm conditions.
  • the rotor, and thus the center of gravity 205 is in such a resting position when there is no wind, and the deflection or deflection angle ⁇ A is therefore in Figure 2 zero.
  • the unbalance angle ⁇ U is a fixed angle that does not depend on the rotor position, whereas the stop angle ⁇ S and the deflection angle ⁇ A are not fixed and vary, in particular, depending on the wind speed.
  • Figure 2 shows rotor 206 in a stop position in calm conditions, and therefore in Figure 2
  • the stop angle ⁇ S is identical to the unbalance angle ⁇ U and the deflection angle ⁇ A is zero.
  • Figure 5 This illustrates the relationship between wind speed Vw and displacement ⁇ A.
  • the abscissa shows the wind speed Vw and the ordinate a resulting displacement.
  • the axes are unitless, as the relationships are to be explained generally, and in particular independently of the magnitude of the imbalance.
  • Figure 5 This schematically shows the deviation of the rotor from a rest position in calm conditions or the deflection of the rotor as a function of wind speed.
  • first region 501 shows an approximately quadratic relationship between wind speed and displacement
  • second region 502 shows a non-quadratic relationship between wind speed and displacement.
  • the transition angle ⁇ T is established as the limiting angle of the quadratic, and thus first, region 501.
  • the resulting curve depends primarily on the blade position, i.e., the pitch angle, which can be freely chosen but must be the same for each learning cycle.
  • Figure 6 shows a diagram with exemplary results determined for a rotor with an unbalanced mass at a rotor position at 180°: Using the example of the Figure 4 In other words, this would mean that the off-center center of gravity, or an unbalanced mass, would be positioned opposite the rotor blade with reference R.
  • the diagram represents the position of the equilibrium point on the ordinate, and thus the stop position ⁇ S, as a function of the wind speed Vw on the abscissa.
  • the resting point i.e., the stop position
  • the lower center of gravity position which is 180°.
  • the selected pitch angle in this example was already so large—namely, larger than an ideal vane position—that the rotor 206° is rotating backwards.
  • a control system in particular the operational control system of the wind turbine, may cause the blades to move into the test flag position, which is similar to the flag position, in order to check the balance of the rotor.
  • test flag position refers to a blade angle at which the rotor almost comes to a standstill, so that the rotor rotation is hardly perceptible from the outside. However, a slight aerodynamic torque is still present, which increases quadratically with wind speed.
  • FIG. 7 The diagram shows a schematic representation of position 700 as the rotor position ⁇ over time t on the abscissa.
  • the diagram is for illustrative purposes only and therefore does not contain any specific values or units.
  • Position sequence 700 begins with a start condition 701, which here symbolically marks the achievement of a blade angle flag position or, subsequently, a test flag position.
  • This start condition can occur, for example, due to a shadow shutdown, in which the wind turbine is stopped to prevent disruptive shadow flicker.
  • Further prerequisites for executing the procedure include verifying that no rotor brakes have been applied, that no generator torque is present, that no ice formation is expected due to the ambient temperature, that bearing temperatures and lubrication indicate sufficient bearing lubrication and no bearing damage, and that the The blade angles are all the same, all blade angle sensors are working, the rotor position measurement is also working, and the nacelle is tracking the wind direction.
  • the position profile 700 shows three changes in the direction of rotation with corresponding reversal points, which can be recorded as reversal positions 702, through which the rotor position oscillates around a resting position 703.
  • the resting position 703 is identified either by the fact that no further rotational movement has been recorded for a defined period, or it can be determined as the average of several sequential reversal positions 702, which can also be referred to as reversal points.
  • the resting position must be reached within a time period in which typically no significant changes in wind speed occur (a few minutes). Preferably, it is verified whether this condition, that no significant changes in wind speed occur, is met.
  • the observed resting point positions 703, which can also be referred to as resting point locations, are recorded along with the corresponding wind speeds.
  • the last wind speed measurement taken with the rotor rotating at high speed is preferably used. This can be done with suitable averaging, e.g., by averaging the wind speed over the last 120° of rotor rotation before reaching the blade angle vane position or test vane position.
  • the process should be able to operate without additional downtime, i.e., it should work in stop situations that are already planned.
  • the invention can, in principle, be applied to any wind turbine that has a measurement system for rotor position and wind speed.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erfassen einer Massenunwucht eines mehrere Rotorblätter aufweisenden Rotors einer Windenergieanlage, wobei die Rotorblätter in ihrem Blattwinkel verstellbar sind und eine Drehposition des Rotors als Rotorposition erfassbar ist, umfassend die Schritte: Betreiben der Windenergieanlage in einem Testbetrieb, in dem die Rotorblätter in eine einer Fahnenstellung ähnliche Testfahnenstellung gestellt werden, die von der Fahnenstellung um nicht mehr als einen Testwinkel abweicht und die Windenergieanlage keine Leistung erzeugt, Ermitteln wenigstens einer Stoppposition, in der der Rotor in dem Testbetrieb stehen bleibt, oder um die er auspendelt, und Ermitteln einer Unwuchtwinkelposition aus der wenigstens einen Stoppposition.

Description

  • Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erfassen einer Massenunwucht eines mehrere Rotorblätter aufweisenden Rotors einer Windenergieanlage, also eines aerodynamischen Rotors einer Windenergieanlage. Die Erfindung betrifft auch eine Windenergieanlage, die ein solches Verfahren anwendet oder dazu zumindest vorbereitet ist.
  • Windenergieanlagen sind bekannt, sie erzeugen elektrische Leistung aus Wind. Wenn Windenergieanlagen Störungen im Betriebsverhalten zeigen, die durch fehlerhafte Massenauswuchtung der drehenden Hauptbauteile verursacht sein können, insbesondere durch die Rotorblätter, wird häufig mit Schwingungsmessungen im Betrieb die mutmaßliche Unwucht untersucht, um sie dann gegebenenfalls gezielt zu beheben. Eine solche Maßnahme kann Kosten für entsprechende Gutachter und Serviceteams verursachen, sowie Kosten durch Stillstandszeiten für Ein- und Ausbau entsprechender Messtechnik bedeuten.
  • Insoweit ist auch ungünstig, dass hierdurch Einfluss auf den Betrieb der Windenergieanlage genommen wird.
  • Andererseits müssen während der Auslegung einer Windenergieanlage Annahmen über Massenunwuchten getroffen werden, also Annahmen, in welcher Höhe Massenunwuchten auftreten können. Hieraus werden Grenzwerte für die Produktion erstellt, sodass bei der Produktion keine zu großen Massenunwuchten auftreten bzw. die entsprechenden Grenzwerte eingehalten werden. Das kann besonders bedeuten, dass drei Rotorblätter, die für dieselbe Windenergieanlage bestimmt sind, zueinander so ähnlich sind, dass keine oder keine zu große Unwucht auftritt. Beim Vertauschen mit Rotorblättern, die für eine andere, wenn auch baugleiche, Windenergieanlage bestimmt sind, können aber Unwuchten auftreten. Wenn es zu einer solchen Vertauschung von Rotorblättern aus verschiedenen Bausätzen kommt, oder wenn nachträglich Reparaturarbeiten ausgeführt werden, reichen die Verfahren aus der Produktion, die ansonsten Massenunwuchten vermeiden, oftmals nicht mehr aus, um zu gewährleisten, dass eine Windenergieanlage nur mit maximal derjenigen Massenunwucht betrieben wird, die in der Auslegung angenommen wurde.
  • Sollen solche Massenunwuchten später, also im Betrieb der Anlage, bestimmt werden, könnten Messungen im Anlagenbetrieb mit vorübergehend zusätzlich eingebauten Schwingungsaufnehmern eingesetzt werden. Solche Schwingungsaufnehmer sind oftmals Spezialmessgeräte, die den Einsatz eines Fremdgutachters erforderlich machen können. Es könnten auch Messungen mit anderen, in der Windenergieanlage vorhandenen Schwingungssensoren durchgeführt werden, wodurch ein Besuch vor Ort durch Fremdgutachter oder Serviceteams entbehrlich ist. Allerdings kann durch ungeeignete Messsensoren oftmals keine ausreichende Genauigkeit erreicht werden.
  • Es könnte auch versucht werden, eine Unwucht über die Auswertung eines Verlaufs der Winkelgeschwindigkeit des Rotors im Anlagenbetrieb zu ermitteln. Allerdings wird die gemessene Winkelgeschwindigkeit des Rotors im Anlagenbetrieb von Störgrößen beeinflusst, wie Blattfehlstellungen, einem ungleichmäßigen Generatormoment und auch Ungenauigkeiten im Messsystem wie z. B. einem Achsversatz bei Drehzahlmessung mittels Positionsaufnehmern im Schleifringkörper.
  • Der Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der vorstehend genannten Probleme zu adressieren. Insbesondere soll ein Verfahren vorgeschlagen werden, bei dem möglichst automatisiert, allein mit in einer Windenergieanlage vorhandener Sensorik, Daten gewonnen und so ausgewertet werden, dass ein Rückschluss auf den Unwuchtzustand möglich wird. Das sollte möglichst erfolgen, ohne auf den Betrieb der Windenergieanlage Einfluss zu nehmen, um dadurch Kosten zu sparen. Zumindest soll zu bisher bekannten Verfahren eine alternative Lösung gefunden werden.
  • Erfindungsgemäß wird ein Verfahren gemäß Anspruch 1 vorgeschlagen. Es wird also ein Verfahren zum Erfassen einer Massenunwucht eines mehrere Rotorblätter aufweisenden Rotors einer Windenergieanlage vorgeschlagen. Es geht also um den aerodynamischen Rotor der Windenergieanlage. Die Rotorblätter dieser zugrunde gelegten Windenergieanlage können in ihrem Blattwinkel verstellt werden. Außerdem ist eine Drehposition des Rotors als Rotorposition erfassbar. Die Drehposition bzw. Rotorposition betrifft somit die Drehung des Rotors um die Rotorachse und die Rotorposition kann sich bspw. auf ein Rotorblatt beziehen, das insoweit ein Referenzblatt bildet. Bspw. kann eine Position, bei der das Referenzblatt mit einer Blattlängsachse senkrecht nach unten weist, als Position 0, also 0°, bezeichnet werden.
  • Es wird somit weiter vorgeschlagen, die Windenergieanlage in einem Testbetrieb zu betreiben, in dem die Rotorblätter in eine einer Fahnenstellung ähnliche Testfahnenstellung gestellt werden, die von der Fahnenstellung um nicht mehr als einen Testwinkel abweicht. Der Testwinkel beträgt vorzugsweise 10° bis 45°, insbesondere 10° bis 20°, weiter insbesondere 15°. Eine Fahnenstellung ist somit eine Stellung der Rotorblätter, bei der Wind, der die Windenergieanlage von vorne anströmt, auf die Rotorblätter keine Kraft in Drehrichtung des Rotors ausübt. Da der Wind nie exakt konstant aus einer Richtung ohne Schwankungen weht, können natürlich geringe Kräfte auftreten. Die Fahnenstellung kann dennoch wie beschrieben definiert werden, wobei die Fahnenstellung für diesen theoretischen Wind von vorne ausgelegt ist und, je nach Windenergieanlage, meist im Bereich von 90°, bezogen auf eine Rotorebene, liegt. In manchen Windenergieanlagen kann die Fahnenstellung bspw. auch 100° betragen. Mit anderen Worten ist jedes Rotorblatt in Fahnenstellung etwa mit einer Blattvorderkante nach vorne, also zum Wind, ausgerichtet, wenn die Windenergieanlage mit ihrem Rotor zum Wind ausgerichtet ist. Die Fahnenstellung ist dabei ein Fachbegriff und kann auch so beschrieben werden, dass hierbei die Rotorblätter im Wesentlichen parallel zum Wind ausgerichtet sind, wenn der Rotor zum Wind ausgerichtet ist. Die Testfahnenstellung ist zur Fahnenstellung ähnlich, sie kann sie auch umfassen, aber für die Testfahnenstellung ist vorgesehen, dass die Blattwinkel auch variiert werden, nämlich um maximal den Wert des Testwinkels.
  • Weiterhin ist vorgesehen, dass die Windenergieanlage in dem Testbetrieb keine Leistung erzeugt.
  • Es wird dann eine Stoppposition ermittelt, in der der Rotor in dem Testbetrieb stehenbleibt, oder um die er auspendelt. Je nach Reibung von Lagern des Rotors und je nach Unwucht kommt in Betracht, dass der Rotor beim Anhalten noch etwas um die Stoppposition pendelt, oder ohne Pendeln in die Stoppposition geht.
  • Theoretisch würde der Rotor beim Auspendeln um die Stoppposition auch letztlich in der Stoppposition anhalten, um die er zunächst gependelt ist. Durch Haftreibung kann aber eine leichte Abweichung zwischen der Position auftreten, um die der Rotor pendelt, und der, in der er letztlich anhält. In diesem Fall können zwei Stopppositionen aufgenommen werden, oder es kann ein Mittelwert zwischen diesen beiden Positionen gewählt werden. In diesem Fall zwei Stopppositionen aufzunehmen, wird besonders für den unten noch beschriebenen Fall vorgeschlagen, in dem sowieso zurfinalen Auswertung mehrere Stopppositionen aufgenommen werden.
  • Basierend auf der so wenigstens einen aufgenommenen Stoppposition wird dann eine Unwuchtwinkelposition bestimmt. Die Unwucht kann als Unwuchtmasse veranschaulicht werden, die außerhalb der Drehachse des Rotors liegt. Die Position dieser Unwuchtmasse kann durch ihren Abstand zur Drehachse und ihre Winkelposition bezogen auf einen Nullwinkel als Referenz beschrieben werden, wobei dieser Winkel als die Unwuchtwinkelposition bezeichnet wird.
  • Im einfachsten Fall kann die Unwuchtwinkelposition als Winkel der Stoppposition bezogen auf einen Nullwinkel, z. B. bezogen auf die Winkelposition eines Referenzrotorblatts, bezeichnet werden. Das ist besonders dann der Fall, wenn tatsächlich durch den Wind gar keine Drehkraft auf den Rotor wirkt, weil z. B. tatsächlich Windstille herrscht.
  • Es ist zu beachten, dass die Unwucht durch das Produkt der Unwuchtmasse und dem Abstand dieser Unwuchtmasse von der Drehachse definiert ist. Bei doppelter Unwuchtmasse und halbem Abstand zur Drehachse, oder doppeltem Abstand zur Drehachse und halber Unwuchtmasse ergibt sich somit dieselbe Unwucht. Die Unwuchtwinkelposition ist allerdings immer dieselbe.
  • Somit wurde erkannt, dass durch eine solche einfache Beobachtung des Auspendelns des Rotors, wenn dazu der beschriebene Testbestrieb geschaffen wird, zumindest die Unwuchtwinkelposition bestimmt werden kann. Es ist dazu keine zusätzliche Messtechnik erforderlich, wenn ein Drehsensor für den aerodynamischen Rotor vorhanden ist, der die Drehposition des aerodynamischen Rotors erfassen kann. Dabei ist diese Beobachtung im Testbetrieb meist ohne Veränderung des Betriebs der Windenergieanlage möglich, denn ein solcher Testbetrieb kann besonders bei sehr schwachem Wind vorgesehen sein, bei dem die Windenergieanlage auch ohne Testbetrieb keine Leistung mehr erzeugt. In diesem Fall, wenn also die Windgeschwindigkeit entsprechend gering geworden ist, können die Voraussetzungen des Testbetriebs geschaffen werden, in dem die Rotorblätter dann in die Testfahnenstellung gestellt werden und der Generator der Windenergieanlage nicht angesteuert wird, sodass die Windenergieanlage keine Leistung erzeugt, und insbesondere auch keine Leistung erzeugen würde, sollte sich der Rotor doch etwas drehen.
  • Dadurch, dass somit zumindest die Unwuchtwinkelposition mit geringem, insbesondere ohne zusätzlichen apparativen Aufwand erfasst werden kann, ist es möglich, dies entsprechend ohne oder ohne nennenswerte Zusatzkosten auf jeglichen Windenergieanlagen bspw. eines Herstellers und/oder eines Windparks zu implementieren. Dadurch kann umfassende Kenntnis über die Unwuchtzustände all dieser Windenergieanlagen erlangt werden. Daraus kann gegebenenfalls ein Rückschluss auf die Zustände der Windenergieanlage gezogen werden oder ein Hinweis für mögliche Veränderungen in der Produktion der Rotorblätter abgeleitet werden.
  • Die Testfahnenstellung ist insoweit ein Blattwinkel, der von allen Blättern angefahren wird, wobei bei gleichmäßiger Anströmung des Rotors nur ein sehr geringes aerodynamisches Moment erzeugt wird. Dieses aerodynamische Moment sollte vorzugsweise größer als null sein, um dadurch die Möglichkeit zu behalten, das Unwuchtmoment bzw. einen Unwuchtbetrag über die Windgeschwindigkeit zu quantifizieren. Es kommt aber auch in Betracht, dass der Blattwinkel für alle Rotorblätter so eingestellt wird, dass kein aerodynamisches Moment erzeugt wird.
  • Besonders ist vorgesehen, dass die Testfahnenstellung eine Stellung der Rotorblätter in Bezug auf ihren Blattwinkel beschreibt, die im Bereich der Fahnenstellung variieren kann. Diese Variation kann besonders im Bereich von 10° - 45° um die Fahnenstellung liegen. Insbesondere kann sie bei 10° - 20°, weiter insbesondere bei 15° um die Fahnenstellung liegen, oder sie kann in einem Bereich von der Fahnenstellung bis zu einem Blattwinkelbereich von 10°- 45° weniger als die Fahnenstellung, insbesondere 10° - 20°, weiter insbesondere 15° weniger als die Fahnenstellung liegen.
  • Insbesondere wird also vorgeschlagen, dass die Testfahnenstellung in einem Bereich von 75° - 90° variieren kann, wenn die Fahnenstellung 90° entspricht. Die Testfahnenstellung kann also auch die Fahnenstellung selbst einnehmen, wird für viele Testpunkte, die auch nachfolgend noch weiter beschrieben werden, einen von der Fahnenstellung geringfügig abweichenden Blattwinkel einnehmen, um dadurch ein geringes aerodynamisches Moment durch den Wind zu erfahren, das zur Quantifizierung der Massenunwucht genutzt werden kann.
  • Eine Testfahnenstellung kann somit beinhalten, dass die Rotorblätter in der Nähe einer vordefinierten Fahnenstellung etwas in ihrem Blattwinkel verändert werden, aber insbesondere innerhalb von 15° um die vordefinierte Fahnenstellung. Insbesondere kann die Variation in einem Bereich von 75° - 105° erfolgen, was besonders dann gilt, wenn die Fahnenstellung bei 90° definiert ist. Wenn die Fahnenstellung einen anderen Wert aufweist, z. B. 100°, verschiebt sich dieser Variationsbereich entsprechend.
  • Eine Massenunwucht kann vereinfachend und synonym auch als Unwucht beschrieben werden.
  • Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass im Testbetrieb auf den Rotor nur eine geringe Drehkraft aus dem Wind wirkt, die insbesondere kleiner als 5 % eines Nennmomentes eines Generators der Windenergieanlage ist. Die Drehkraft kann im Bereich von 0 bis 5%, vorzugsweise 0 bis 1% und insbesondere bei etwa 0,3% liegen. Diese Werte sind für Windgeschwindigkeiten im Bereich von 0 bis 5m/s zu erwarten bzw. für einen solchen Windgeschwindigkeitsbereich durch entsprechende Einstellung des Blattwinkels einzustellen. Hierzu wurde besonders erkannt, dass auch in der Testfahnenstellung eine geringe Kraft auf den Rotor in Drehrichtung wirken kann, wenn eine geringe Abweichung zur Fahnenstellung eingestellt wird, wenn derTestwinkel also nicht null ist. Diese kann zur Auswertung nützlich sein, wie nachfolgend noch erläutert wird, sie sollte aber nicht zu groß sein, denn dann würde sich der Rotor drehen und nicht mehr in der Stoppposition zum Halten kommen.
  • Gemäß einem Aspekt wird vorgeschlagen, dass mehrere Stopppositionen jeweils zusammen mit einer zugeordneten Windgeschwindigkeit aufgenommen werden, insbesondere bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten. Dazu wird außerdem vorgeschlagen, aus den mehreren Stopppositionen mit zugeordneten Windgeschwindigkeiten eine fingierte Stoppposition bei Windstille zu berechnen. Dazu wird vorgeschlagen, aus der fingierten Stoppposition die Unwuchtwinkelposition abzuleiten, wobei insbesondere die fingierte Stoppposition als die Unwuchtwinkelposition genommen wird.
  • Wie schon erläutert, kann die Stoppposition bei Windstille der Unwuchtwinkelposition entsprechen. Durch Haftreibung können dabei leichte Abweichungen entstehen. Bereits diese kleinen Abweichungen können durch Aufnahme mehrerer Messwerte gegebenenfalls herausgemittelt werden.
  • Gemäß dem beschriebenen Aspekt wird aber ermöglicht, die Stoppposition, die sich bei Windstille einstellen würde, auch ohne Windstille zu bestimmen. Besonders bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten können sich unterschiedliche Stopppositionen einstellen, weil die Windgeschwindigkeit trotz Fahnenstellung eine geringe Drehkraft auf den Rotor ausübt. Eine solche Drehkraft kann berechnet, zumindest abgeschätzt werden, da die aerodynamischen Eigenschaften der Rotorblätter bekannt sind. Besonders kann ein Auftriebskoeffizient bekannt sein, aus dem bei bekannter Windgeschwindigkeit und Anströmrichtung, damit also auch bekanntem Blattwinkel, ein Auftrieb und damit eine resultierende Drehkraft, also ein resultierendes Drehmoment, auf den Rotor berechnet werden kann.
  • Bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten ergeben sich dann auch unterschiedliche Stopppositionen und aus diesen und der Kenntnis der unterschiedlichen Drehkraft aus dem Wind kann auf eine anzunehmende, also die fingierte, Stoppposition bei Windstille geschlossen werden.
  • Vereinfacht ausgedrückt könnte eine erste Stoppposition bei einer ersten und eine zweite Stoppposition bei einer zweiten Windgeschwindigkeit aufgenommen werden. Wäre - als vereinfachende und veranschaulichende Annahme - die zweite Windgeschwindigkeit so viel größer, dass sie zu einer doppelten Drehkraft führt, würde die erste Stoppposition genau in der Mitte zwischen der zweiten Stoppposition und der fingierten Stoppposition bei Windstille liegen. Diesem vereinfachten Beispiel liegt natürlich die vereinfachende Annahme zugrunde, dass eine Auslenkung der Massenunwucht aus der fingierten Stoppposition zu einer Rückstellkraft führt, die proportional zu einem Auslenkungswinkel ist, wenn der Auslenkungswinkel klein ist. Es wird zudem davon ausgegangen, dass die Auftriebskraft proportional zum Quadrat der Windgeschwindigkeit ist. Es wird für diese Betrachtung somit die Stoppposition über dem Quadrat der Windgeschwindigkeit dargestellt. Die beispielhaft genannte doppelte Drehkraft bei der zweiten Windgeschwindigkeit gegenüber der ersten würde bei einer zweiten Windgeschwindigkeit auftreten, die etwa dem V2-fachen der ersten Windgeschwindigkeit entspricht.
  • Vorzugsweise werden aber sehr viele Stopppositionen aufgenommen, jeweils mit der zugehörigen Windgeschwindigkeit, um dadurch die Berechnungsqualität zu verbessern. Besonders kann hier bspw. über die Methode der kleinsten Quadrate die fingierte Stoppposition bei Windstille berechnet werden. Bei Annahme der oben beschriebenen Proportionalität kann die fingierte Stoppposition mithilfe einer sogenannten Pseudoinversen berechnet werden. Alternativ kann auch einfach abgewartet werden, bis ausreichend Daten bei niedriger Windgeschwindigkeit aufgelaufen sind, sodass man auch ohne ein Extrapolationsverfahren in Richtung Windstille auskommt, um die Stoppposition zu finden. Als Stoppposition kann dann die Position genommen werden, um die der Rotor im Mittel auspendelt.
  • Gemäß einem Aspekt wird vorgeschlagen, dass zum Erfassen eines Unwuchtbetrags als Größe der Massenunwucht der Blattwinkel der Rotor so eingestellt wird, dass sich eine Drehkraft aus dem Wind auf den Rotor ergibt, die den Rotor aus einer Stoppposition und/ oder Unwuchtwinkelposition in eine Auslenkposition dreht oder in eine anhaltende Drehbewegung versetzt, wobei die Auslenkposition bzw. die Drehbewegung erfasst wird. Die Auslenkposition beschreibt dabei eine Drehposition des Rotors relativ zu einer Ruhelage bei Windstille und damit relativ zur Unwuchtwinkelposition, denn ohne Kraft auf den Rotor kommt dieser bei der Unwuchtwinkelposition zur Ruhe Außerdem wird in Abhängigkeit von der Auslenkposition bzw. in Abhängigkeit von der anhaltenden Drehbewegung der Unwuchtbetrag ermittelt.
  • Durch das Einstellen der Blattwinkel, also insbesondere durch das Verstellen der Blattwinkel aus der Fahnenstellung heraus, wird somit gezielt eine Drehkraft aus dem Wind auf den Rotor zugelassen und zur Auswertung der Massenunwucht herangezogen. Die Drehkraft führt dazu, dass eine Unwuchtmasse, mit der die Unwucht zusammen mit dem Abstand der Unwuchtmasse vom Drehpunkt beschrieben werden kann, angehoben wird. Bis zu einem Drehwinkel von 90°, bezogen auf eine Drehposition, bei der die Unwuchtmasse ganz unten ist, also in einer 6-Uhr-Position, nimmt eine Rückstellkraft durch die Unwuchtmasse mit steigendem Drehwinkel zu. Je geringer die Unwuchtmasse ist, bei gleichem Abstand zur Drehachse, umso weiter kann somit der Rotor ausgelenkt bzw. die Unwuchtmasse angehoben werden.
  • Ist also die Stoppposition bei Windstille bzw. die Unwuchtwinkelposition bekannt, so kann die Auslenkung durch die Drehkraft aus dem Wind erfasst werden. Es kann also erfasst werden, um wie viel sich der Rotor von der Stoppposition bzw. Unwuchtwinkelposition weitergedreht hat. Stellt sich eine stabile Auslenkposition ein, lässt diese Rückschluss auf den Unwuchtbetrag, also die Größe der Unwucht, zu. Je größer diese Auslenkung ist, umso kleiner ist die Unwucht, also der Unwuchtbetrag.
  • Führt die Drehkraft aus dem Wind zu einer anhaltenden Drehbewegung, dreht sich der Rotor also um die genannte 90°-Auslenkung hinaus, so kann daraus zumindest abgeleitet werden, dass die Unwucht bzw. der Unwuchtbetrag so klein sind, dass es möglich war, den Rotortrotz Unwucht um die genannte 90°-Verdrehung weiterzudrehen. Es kommt aber auch in Betracht, die resultierende ungleichmäßige Drehbewegung zu beobachten und daraus, also aus ihrem konkreten Verlauf, auf die Größe des Unwuchtbetrags rückzuschlie-ßen. Je geringer die Unwucht, also der Unwuchtbetrag, ist, umso gleichförmiger dreht sich der Rotor.
  • Es kommt aber auch in Betracht, dass das Erfassen der Unwucht nur bis zu einem gewissen Betrag erforderlich ist und bei einer kleineren Unwucht diese vernachlässigt werden kann. In dem Fall wird gemäß einem Aspekt vorgeschlagen, dass die Rotorblätter so verstellt werden, dass sich eine Drehkraft aus dem Wind einstellt, die so schwach ist, dass sie einen Rotor nur in eine anhaltende Drehbewegung versetzen kann, wenn die Unwucht kleiner als eine zu erfassende Mindestunwucht ist. Führt dann also das Verstellen der Rotorblätter zu einer anhaltenden Drehbewegung, ist die Unwucht so klein, dass sie vernachlässigt werden kann.
  • Insbesondere wird vorgeschlagen, dass der Unwuchtbetrag unter weiterer Berücksichtigung einer erfassten, insbesondere gemessenen Windgeschwindigkeit ermittelt wird. Wird die Windgeschwindigkeit erfasst, kann aufgrund der genauen Kenntnis des Rotorblatts und dem eingestellten Blattwinkel die Drehkraft der Größe nach bestimmt werden. Aus einer sich ergebenden Auslenkung kann somit die Unwucht genau berechnet werden.
  • Messungenauigkeiten, die sich durch eine Beeinflussung eines zur Messung der Windgeschwindigkeiten verwendeten Anemometers auf der Gondel ergeben, können durch Verbesserungen der Messung und/oder Korrekturmaßnahmen verringert werden. Das wird besonders dann vorgeschlagen, wenn die Windmessung auf der Gondel erheblich durch die Rotorposition beeinflusst wird: In einer "Y-Stellung", wenn ein Rotorblatt senkrecht nach unten weist, kann der Wind stärker durch die oberen Rotorblätter durchwehen und es kann durch einen Düseneffekt am Anemometer eine höhere Windgeschwindigkeit gemessen werden, als tatsächlich als mittlere Windgeschwindigkeit in der Rotorfläche vorliegt. Wenn hingegen ein Blatt in einer 12 Uhr-Stellung ist, also senkrecht nach oben weist, kann das Anemometer abgeschattet werden.
  • Als Lösung wird vorgeschlagen, dass zwei Anemometer auf der Gondel genutzt werden, die seitlich um etwa oder wenigstens einen Rotorblattdurchmesser versetzt installiert werden, deren durchschnittliches Messsignal genutzt wird. Außerdem oder alternativ kann eine letzte unverfälschte Windgeschwindigkeitsmessung vor einem Stoppvorgang gespeichert und für Auswertungen in den darauffolgenden Minuten weitergenutzt werden.
  • Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass der Unwuchtbetrag unter weiterer Berücksichtigung einer mittleren Drehkraft ermittelt wird. Insbesondere kann diese Drehkraft wie beschrieben aus der Windgeschwindigkeit ermittelt werden, in Kombination mit den aerodynamischen Eigenschaften des Rotors, also der Rotorblätter. Es kommt aber auch in Betracht, dass aus der Beschleunigung des Rotors bei Kenntnis des Massenträgheitsmomentes des Rotors die Drehkraft bestimmt wird.
  • Außerdem oder alternativ kommt in Betracht, dass der konkret eingestellte Blattwinkel berücksichtigt wird. Auch daraus kann in Kenntnis des Windes und in Kenntnis der genauen aerodynamischen Eigenschaften die aerodynamisch auf den Rotor wirkende Drehkraft bestimmt werden.
  • All dies können Voraussetzungen sein, um aus der Auslenkposition und/oder aus der anhaltenden Drehbewegung den Unwuchtbetrag zu bestimmen.
  • Wenn die Unwuchtwinkelposition noch nicht bekannt ist, also noch nicht bestimmt wurde, kann die Auslenkposition nicht unmittelbar erfasst werden, da sie sich relativ zu dieser Unwuchtwinkelposition beziffert. Dann kann stattdessen einfach die Drehposition erfasst werden, also die Position des Rotors in Bezug auf eine beliebige Referenzposition. Es können dann für verschiedene Windgeschwindigkeiten verschiedene Drehpositionen aufgenommen werden, und mit diesen kann ein Gleichungssystem zusammen mit der jeweiligen Windgeschwindigkeit aufgestellt werden. Das Gleichungssystem kann, wenn ausreichend Messungen mit unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten aufgenommen wurden, nach der Unwuchtwinkelposition und dem Unwuchtbetrag aufgelöst werden. Auch dies kann mit Hilfe einer Pseudoinversen erfolgen.
  • Gemäß einem Aspekt wird vorgeschlagen, dass in dem Testbetrieb mehrere Rotorpositionen in zeitlicher Abfolge aufgezeichnet werden, wobei, wenn der Rotor dabei auspendelt, Umkehrpositionen erfasst werden, in denen der Rotor seine Drehrichtung umkehrt. Der Rotor pendelt dann also um die Stoppposition aus. Es wird weiter vorgeschlagen, dass in Abhängigkeit von den Umkehrpositionen die Stoppposition erfasst wird. Das erfolgt insbesondere so, dass ein Mittelwert der Umkehrpositionen verwendet wird und insbesondere wird dieser Mittelwert als Stoppposition erfasst. Hier wurde besonders erkannt, dass beim Auspendeln um die Stoppposition die Umkehrpositionen im Wesentlichen gleichmäßig um die Stoppposition verteilt sind und daher aus ihrem Mittelwert die Stoppposition gut erfasst werden kann. Dabei wurde auch erkannt, dass die Position, an der der Rotor tatsächlich anhält, durch Haftreibung verfälscht sein kann bzw. auch bei Windstille Haftreibung dazu führt, dass der Rotor nicht exakt bei der Unwuchtwinkelposition anhält. Durch die Verwendung der Umkehrpositionen wird dieses Problem vermieden.
  • Es wurde erkannt, dass die erste Umkehrposition den größten Abstand zur Stoppposition aufweist. Die zweite Umkehrposition weist einen geringeren Abstand zur Stoppposition auf, und daher würde ein Mittelwert zwischen erster und zweiter Umkehrposition von der idealen Stoppposition in Richtung zur ersten Umkehrposition hin abweichen. Das gleiche Problem tritt zwischen der dritten und vierten Umkehrposition auf. Auch hier würde ein Mittelwert zwischen der dritten und vierten Umkehrposition von der tatsächlichen Stoppposition in Richtung zur dritten Umkehrposition abweichen. Diese Abweichung ist damit auch in Richtung zur ersten Umkehrposition. Es kann sich also ein systematischer Fehler in Richtung zur ersten Umkehrposition ergeben.
  • Dieser systematische Fehler kann dadurch verringert werden, dass mehrere Stoppvorgänge, also mehrere Auspendelvorgänge, bei denen der Rotor um die Stoppposition auspendelt, aufgenommen werden. Es kommt aber auch in Betracht, dass zwei Mittelwerte aufgenommen werden, nämlich einer mit Berücksichtigung der ersten Umkehrposition und ein zweiter ohne Berücksichtigung der ersten Umkehrposition. Wird die erste Umkehrposition nicht berücksichtigt, ist die zweite Umkehrposition dann diejenige mit dem größten Abstand zur Stoppposition und es ergibt sich dann ein systematischer Fehler in Richtung zur zweiten Umkehrposition, also in die andere Richtung. Dadurch können zwei Mittelwerte gebildet werden, die sich fast oder im Wesentlichen aufhebende systematische Fehler aufweisen, und daher wird vorgeschlagen, einen Mittelwert von diesen beiden Mittelwerten zu bilden. Dies kann dadurch vereinfacht werden, dass bei der Mittelwertbildung von allen Umkehrpositionen die erste nur zu 50 % berücksichtigt wird.
  • Gemäß einem Aspekt wird vorgeschlagen, dass von einer Pendelbewegung des Rotors eine Periodendauer oder Pendelfrequenz erfasst wird, und die Massenunwucht m*l dem Betrage nach in Abhängigkeit von der erfassten Periodendauer bzw. der erfassten Pendelfrequenz bestimmt wird, vorzugsweise in Abhängigkeit von einer Neigung der Rotorachse relativ zu einer horizontalen Ebene, wobei insbesondere die Massenunwucht dem Betrage nach bestimmt wird mit der Berechnungsformel: m * l = k 0 * 2 * π/ T 2 * J/g/cos α T oder m * l = k 0 * 2 * π /T 2 * J/g bzw . m * l = k 0 * 2 * π * f 2 * J/g/cos α T oder m * l = k 0 * 2 * π * f 2 * J/g mit
    • m*l: Betrag der Massenunwucht,
    • T: Periodendauer,
    • f = 1 /T: Pendelfrequenz,
    • J: Massenträgheitsmoment des Rotors um seine Rotorachse,
    • g: Erdbeschleunigung
    • αT: Neigungswinkel der Rotorachse zur horizontalen Ebene,
    • k0: Kompensationsfaktor mit Werten zwischen 1 und 1,5,
    wobei insbesondere eine kleine Pendelbewegung zu Grunde gelegt wird, bei der der Rotor nicht mehr als 60°, insbesondere nicht mehr als 30° zwischen zwei Umkehrpunkten der Pendelbewegung zurücklegt.
  • Hier wurde erkannt, dass die Massenunwucht auch dem Betrage nach gut aus der Pendelbewegung berechnet werden kann. Das gilt zumindest für kleine Pendelbewegungen. Besonders bei solchen kleinen Pendelbewegungen kann eine der genannten Berechnungsvorschriften verwendet werden. Der Neigungswinkel, der auch als Tilt bezeichnet werden kann, kann besonders im Bereich von 0° bis 10° liegen. Ist er 0°, ist der Term cos(αT) 1 und damit entbehrlich, der Term kann aber auch bei Neigungswinkeln, die nicht 0 sind, vernachlässigt werden. Daher sind Berechnungsvorschriften mit und ohne diesen Term angegeben.
  • Es wurde erkannt, dass die Massenunwucht dem Betrage nach etwas größer ist, als sich bei den angegebenen Berechnungsvorschriften für k0 = 1 ergeben würde, was durch einen Wert von etwas mehr als k0=1 berücksichtigt werden kann.
  • Von der Massenunwucht m*l brauchen die beiden Werte für die Masse m und den Abstand vom Mittelpunkt I nicht bekannt zu sein. Wenn eine Ausgleichsmasse montiert werden soll, kann ein gewünschter Abstand I gewählt werden, und die Masse m dann entsprechend berechnet werden.
  • Gemäß einem Aspekt wird vorgeschlagen, dass ein Zusammenhang zwischen dem Unwuchtbetrag und optional der Unwuchtwinkelposition einerseits und eingestelltem Blattwinkel, erfasster Windgeschwindigkeit und erfasster Auslenkposition oder Drehposition andererseits in einem Lernverfahren angelernt werden. Hier wurde besonders berücksichtigt, dass die Zusammenhänge zwischen dem Unwuchtbetrag einerseits und dem Blattwinkel, der Windgeschwindigkeit und der Auslenkposition andererseits nichtlineare Anteile aufweisen können, sodass lineare Regressionsverfahren nicht optimal sind. Durch ein Lernverfahren, das insbesondere ein neuronales Netz einsetzen kann, können solche Zusammenhänge erfasst werden und auch Nichtlinearitäten dadurch berücksichtigen.
  • Insbesondere wird vorgeschlagen, dass in mehreren Lerndurchläufen bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten der Unwuchtbetrag und der eingestellte Blattwinkel variiert werden und die Auslenkposition oder die Drehposition jeweils aufgenommen wird. Der Unwuchtbetrag kann dadurch variiert werden, dass entsprechende Unwuchtsgewichte besonders in einem Rotorblatt angeordnet werden. Es kommt auch in Betracht, dass eine Testwindenergieanlage zum Anlernen verwendet wird und das Ergebnis für andere Windenergieanlagen übernommen werden kann, insbesondere für baugleiche Windenergieanlagen.
  • Soll mit dem Lernverfahren ein Zusammenhang angelernt werden, bei dem die Unwuchtwinkelposition nicht bekannt ist, wird vorgeschlagen, den Zusammenhang statt in Abhängigkeit von der Auslenkposition in Abhängigkeit von der Drehposition herzustellen. In diesem Fall kann vorgesehen sein, außerdem einen Zusammenhang zwischen der Unwuchtwinkelposition einerseits und dem eingestellten Blattwinkel, der erfassten Windgeschwindigkeit und dem Drehwinkel andererseits herzustellen.
  • Gemäß einem Aspekt wird vorgeschlagen, dass das Verfahren zum Identifizieren der Massenunwucht ausgeführt oder ausgelöst wird, wenn ein Trudelbetrieb und/oder ein Verstellen der Rotorblätter in eine Fahnenstellung durch eine Umweltvorgabe, insbesondere eine Vorgabe zum Anhalten der Windenergieanlage wegen eines Schattenwurfs, oder wegen einer betrieblichen Vorgabe, insbesondere zur Überprüfung einer Sicherheitskette, ausgelöst wird, und/oder das Verfahren zum Identifizieren der Massenunwucht ausgeführt oder ausgelöst wird, indem in einer Windmangelphase bei geringer vorhandener Windgeschwindigkeit, insbesondere, wenn die Windgeschwindigkeit unterhalb einer vorgegebenen Einschalt-Windgeschwindigkeit liegt, gezielt der Testbetrieb ausgelöst wird, indem die Rotorblätter gezielt in die Testfahnenstellung gedreht werden, um die Massenunwucht zu identifizieren.
  • Hier wird besonders vorgeschlagen, dass für das Identifizieren der Massenunwucht Betriebsarten der Windenergieanlage abgewartet werden, in denen die Windenergieanlage in einen Betrieb versetzt wird, in dem sie keine Leistung erzeugt oder zumindest in einen Trudelbetrieb versetzt wird. Dadurch kann das Identifizieren der Massenunwucht ausgeführt werden, ohne in die reguläre Leistungserzeugung einzugreifen und damit ohne die jährliche Energieerzeugung zu verringern.
  • Gemäß einem Aspekt wird vorgeschlagen, dass eine Identifikation der Massenunwucht ständig oder zumindest wiederholt durchgeführt wird, wenn ein Trudelbetrieb und/oder eine Betriebssituation zum Verstellen der Rotorblätter in eine Fahnenstellung auftritt, um Werte der Massenunwucht zu aktualisieren und/oder eine auftretende Massenunwucht zu identifizieren, insbesondere, um eine Selbstdiagnose durchzuführen.
  • Hier wurde besonders erkannt, dass das vorgeschlagene Verfahren zum Identifizieren der Massenunwucht ohne nennenswerten Aufwand durchgeführt werden kann, solange die Anlage nicht in einem Leistung erzeugenden Betrieb ist. Sobald die Windenergieanlage also in einen Trudelbetrieb verfällt oder eine Betriebssituation auftritt, einschließlich einer Umweltvorgabe, die ein Verstellen der Rotorblätter in die Fahnenstellung einleitet, kann das Verfahren durchgeführt werden.
  • Dadurch ist es möglich, dieses Verfahren häufig durchzuführen und damit viele Werte für die Massenunwucht zu erhalten bzw. auch recht früh Werte für die Massenunwucht zu erhalten. Damit kann eine auftretende Massenunwucht schnell erkannt und ihre Veränderung, insbesondere eine Vergrößerung der Massenunwucht, ebenfalls schnell erkannt werden, woraus gegebenenfalls Maßnahmen eingeleitet werden können. Diese können bis dahin reichen, dass Servicepersonal gerufen wird, sollte die Massenunwucht ein Maß überschreiten, das einen sicheren Betrieb der Windenergieanlage gefährden würde.
  • Gemäß einem Aspekt wird vorgeschlagen, dass das Verfahren in einem Windpark und/ oder für eine zur Überwachung vorgesehene Gruppe von Windenergieanlagen durchgeführt wird. Es wird also besonders vorgeschlagen, mehrere Windenergieanlagen einer solchen Gruppe zu überwachen und in ihrer Gesamtheit zu betrachten, insbesondere Ergebnisse gegenüberzustellen. Eine solche Gruppe von Windenergieanlagen kann als ein Windpark vorhanden sein, die Windenergieanlagen wären dann also in dem Windpark gruppiert; es kommt aber auch in Betracht, dass entweder nur Windenergieanlagen eines Teils eines Windparks gemeinsam betrachtet werden oder auch eine Gruppe von Windenergieanlagen, die über mehrere Windparks und/oder mehrere nicht in einem Windpark gruppierte Windenergieanlagen reicht.
  • Das Überwachen in einer solchen Gruppe erfolgt so, dass für jede der Windenergieanlagen die Massenunwucht identifiziert und insbesondere die so identifizierten Massenunwuchten und/oder Veränderungen der Massenunwuchten ausgewertet werden, um einen Gesamtzustand der Windenergieanlagen dieser Gruppe bzw. des Windparks zu bewerten. Eine solche Bewertung unter Berücksichtigung so vieler Windenergieanlagen ist vorteilhaft und ist durch das vorgeschlagene Verfahren ohne nennenswerten Aufwand möglich. Das wird daher hiermit ausgenutzt.
  • Insbesondere kann eine Bewertung einer Komponentenfertigung durchgeführt werden. Massenunwuchten am Rotor, was üblicherweise die Rotorblätter betrifft, können somit ein Maß dafür sein, wie unterschiedlich die Rotorblätter gefertigt wurden. Ist die Massenunwucht an einem solchen Rotor gering, ist auch die Fertigungstoleranz gering. Wenn eine solche geringe Massenunwucht für alle Windenergieanlagen einer Gruppe festgestellt werden kann, lässt dies insgesamt den Schluss auf eine hohe Fertigungsgenauigkeit zu. Andererseits können auftretende Massenunwuchten auf Fertigungsungenauigkeiten schließen lassen. Sofern eine Massenunwucht an einer Windenergieanlage auftritt, ansonsten bei den übrigen Windenergieanlagen der Gruppe nicht, um ein vereinfachendes Beispiel zu nennen, kann dies einen Hinweis auf einen Einzelfehler geben.
  • Andererseits ermöglicht die Identifizierung von Massenunwuchten auch dem Betrage nach an vielen Windenergieanlagen einer Gruppe, die nämlich insbesondere in demselben Werk gefertigt wurden, eine statistische Auswertung. Es kann erkannt werden, wie stark die Fertigungsschwankungen in dem betreffenden Werk grundsätzlich sind.
  • Außerdem oder alternativ kann ein Vertauschen von Rotorblättern zwischen Windenergieanlagen identifiziert oder überprüft werden. Besonders dann, wenn zwei Windenergieanlagen eine signifikante Massenunwucht aufweisen, die jeweils auf ein Blatt als Ursache hinweisen, so kann, wenn sich diese Massenunwuchten entsprechen, auf vertauschte Rotorblätter geschlossen werden. Gegebenenfalls kann ein solcher Verdacht durch eine ergänzte Prüfung vor Ort verifiziert werden. Darauf aufbauend kann erkannt werden, wieso es zu einer solchen Vertauschung gekommen ist.
  • Außerdem oder alternativ können Lebensdauerprognosen für den Windpark bzw. die Gruppe verbessert werden. Hier wurde besonders erkannt, dass Lagerverschleiße, aber auch andere durch Schwingungen verursachte Ermüdungserscheinungen, auf eine Massenunwucht zurückzuführen sein können. Zumindest kann eine Massenunwucht eine solche Ermüdungserscheinung verstärken. Durch die Identifizierung von Massenunwuchten bzw. der entsprechenden Beträge für die Anlagen der gesamten Gruppe kann somit eine umfassende Verbesserung der Lebensdauer für diese Gruppe erreicht werden.
  • Gemäß einem Aspekt wird vorgeschlagen, dass als Vorbedingung zum Ermitteln der Stoppposition, der Auslenkposition und/oder der Drehbewegung eines, mehrere oder alle Kriterien der folgenden Liste geprüft werden:
    Ein Kriterium ist festzustellen, dass keine Bremse betätigt ist. Dadurch wird sichergestellt, dass sich der Rotor frei drehen kann.
  • Ein weiteres Kriterium ist, dass kein Generatormoment eingestellt ist. Auch dadurch wird sichergestellt, dass das freie Pendeln des Rotors gewährleistet ist.
  • Ein Kriterium ist festzustellen, dass kein Eisansatz vorliegt. Das Verfahren kann auch mit Eisansatz ausgeführt werden, die dabei erkannte Massenunwucht ist allerdings überwiegend auf einen solchen Eisansatz zurückzuführen, sodass ein Rückschluss auf eine eisfreie Unwucht kaum möglich ist.
  • Ein Kriterium kann sein zu prüfen, dass Lagertemperaturen und Lagerfettungen ausreichende Lagerschmierung erkennen lassen. Auch hier wurde erkannt, dass für das vorgeschlagene Verfahren ein möglichst leichtes, reibungsloses oder zumindest reibungsarmes Auspendeln zu Grunde gelegt wird, das dadurch sichergestellt werden kann.
  • Ein weiteres Kriterium ist zu prüfen, ob keine Lagerschäden erkannt oder vermutet wurden. Solche Lagerschäden können das Auspendeln ebenfalls beeinflussen, sodass diese Prüfung vorgeschlagen wird.
  • Als weiteres Kriterium wird vorgeschlagen zu prüfen, ob die Blattwinkel aller Rotorblätter denselben Wert aufweisen. Dies ist zum einen wichtig, damit eine leichte Drehkraft bzw. aerodynamisches Drehmoment aus dem Wind gegebenenfalls möglichst gleichmäßig auftritt. Anderenfalls besteht auch die Gefahr, dass unterschiedliche Windgeschwindigkeiten in unterschiedlichen Höhen bei unterschiedlich eingestellten Rotorblättern zu einer ungleichmäßigen Bewegung führen könnten.
  • Außerdem kann ein Massenschwerpunkt des Rotorblatts, bezogen auf die Nabe, an der die Rotorblätter montiert sind, durch die Verstellung des Blattwinkels ebenfalls verändert werden. Wenn also die Rotorblätter unterschiedliche Blattwinkel aufweisen, kann eine Massenunwucht auftreten, obwohl die Rotorblätter der Anlage aber tatsächlich identisch sind und bei gleichen Blattwinkeln sich keine oder eine geringere Massenunwucht einstellen würde.
  • Als ein Kriterium wird vorgeschlagen zu prüfen, ob alle Blattwinkelsensoren funktionieren. Auch das hat zum Ziel, gleiche Rotorblätter sicherstellen zu können. Es ist aber auch wichtig, den genauen Blattwinkel zu kennen, wenn aus dem Blattwinkel der Rotorblätter zusammen mit erfasstem Wind ein aerodynamisches Drehmoment berechnet werden soll.
  • Ein weiteres Kriterium kann sein zu überprüfen, ob eine Rotorlagemessung zur Erfassung der Rotorposition funktioniert. Besonders wurde hier erkannt, dass zum Identifizieren der Unwuchtwinkelposition die Rotorposition auch entsprechend gut, also mit hoher Genauigkeit, bekannt sein sollte.
  • Ein weiteres Kriterium ist zu prüfen, ob eine Windrichtungsnachführung aktiv ist. Hier geht es also um die Verstellung der Azimutposition der Windenergieanlage, sodass die Windenergieanlage immer zum Wind weist. Für das vorgeschlagene Verfahren sollte die Anlage möglichst optimal zum Wind ausgerichtet sein; eine Rotorebene, in der sich der Rotor dreht, sollte möglichst senkrecht zur Windrichtung stehen, was durch die Windrichtungsnachführung sichergestellt werden kann. Anderenfalls können bspw. Schräganströmungen auftreten, die die Messung verfälschen können.
  • Gemäß einem Aspekt wird vorgeschlagen, dass die Windgeschwindigkeit mittels eines Windgeschwindigkeitsmessgerätes erfasst wird, insbesondere mittels eines Anemometers, das auf einer Gondel der Windenergieanlage angeordnet ist, und/oder die Windgeschwindigkeit aus Betriebsdaten der Windenergieanlage ermittelt wird, und in beiden Fällen, die Windgeschwindigkeit vor dem Trudelbetrieb erfasst wird und als Windgeschwindigkeit bei Erreichen und Anhalten in der Stoppposition verwendet wird.
  • Hier wurde besonders erkannt, dass eine lokale Windmessung an der Windenergieanlage, bei der gerade ein Auspendeln stattfindet erschwert sein kann, da die Windenergieanlage dann nur langsam, oder fast gar nicht dreht. Wenn Windmessdaten von Nachbaranlagen verwendet werden sollen, um den Wind an der auspendelnden Windenergieanlage zu schätzen, kann das zusätzlich dadurch erschwert sein, dass Thermik sehr lokal den Wind verändern kann. Der Rückschluss von Windmessungen der Nachbaranlagen auf den Wind an der auspendelnden Anlage ist dann nicht mehr oder nur mit großen Ungenauigkeiten möglich.
  • Es wird daher vorgeschlagen, die Windgeschwindigkeit vorher zu erfassen, also vor einem Stillstand, wenn sich die Windenergieanlage noch ausreichend dreht. Dann kann sowohl eine Messung mit Anemometer, als auch eine Schätzung oder Windgeschwindigkeit, also eine Ermittlung der Windgeschwindigkeit aus Betriebsdaten noch gute Werte liefern. Beides kann auch kombiniert werden, indem z.B. ein Mittelwert aus Messung und Schätzung gebildet wird.
  • Um die Genauigkeit weiter zu verbessern, können viele Auspendelversuche gemacht werden. In dem Fall können Wettersituationen, die große Mess- und/oder Schätzprobleme verursachen, wie solche, bei denen eine große Thermik auftritt, von einer Statistik bzw. Mittelwertbildung ausschließen.
  • Genauigkeitsverbesserungen der Messung und/oder Schätzung können durchgeführt werden, um dadurch auch die Genauigkeit der Erfassung der Massenunwucht zu verbessern. Dazu können besonders Maßnahmen durchgeführt werden, wie weiter oben zur Verbesserung der Messgenauigkeit erläutert wurde.
  • Gemäß einem Aspekt wird vorgeschlagen, dass in Abhängigkeit von der identifizierten Massenunwucht, insbesondere in Abhängigkeit von der ermittelten Unwuchtwinkelposition und dem Unwuchtbetrag, eine erste Ausgleichsposition und ein erstes Ausgleichsgewicht bestimmt werden und das erste Ausgleichsgewicht an der ersten Ausgleichsposition befestigt wird. Somit kann durch diese Erfassung der Massenunwucht nach Ort und Größe ein Ausgleich geschaffen werden und ein solcher Ausgleich kann unmittelbar aus der identifizierten Massenunwucht berechnet werden.
  • Insbesondere ist vorgesehen, dass nach Befestigung des ersten Ausgleichsgewichts die Identifikation einer Massenunwucht wiederholt wird, um eine zweite Ausgleichsposition und ein zweites Ausgleichsgewicht zu bestimmen und das zweite Ausgleichsgewicht an der zweiten Ausgleichsposition zu befestigen. Hier geht es besonders darum, dass das Befestigen solcher Ausgleichgewichte schrittweise verfeinert werden kann.
  • Es wurde aber auch erkannt, dass sich eine ideale Position zum Befestigen eines Ausgleichsgewichts in der Rotorebene an einer Position befinden kann, an der kein Rotorblatt ist. Es sollten dann wenigstens zwei Ausgleichsgewichte befestigt werden, nämlich in unterschiedlichen Rotorblättern. Hierzu kann zunächst das eine, besonders größere Ausgleichsgewicht befestigt werden, und anschließend das Identifizieren der Rotorunwucht wiederholt werden, bevor das zweite Ausgleichsgewicht befestigt wird.
  • Außerdem oder alternativ ist vorgesehen, dass das erste und/oder zweite Ausgleichsgewicht zusammen mit der ersten bzw. zweiten Ausgleichsposition so bestimmt werden, dass das erste bzw. zweite Ausgleichsgewicht in oder an einer bzw. der Nabe und/oder einem Spinner und/oder einem Rotorblatt befestigt wird. Es wurde erkannt, dass durch die Befestigung in einem Rotorblatt ein geringeres Ausgleichsgewicht genügen kann, wenn dies in einem entsprechenden Abstand von der Drehachse befestigt wird. Dafür ist der Spinner und/oder die Nabe leichter zugänglich. Dort würde ein größeres Ausgleichsgewicht erforderlich sein, wobei aber auch ein größeres Ausgleichsgewicht dort gut befestigt werden könnte.
  • Erfindungsgemäß wird auch eine Windenergieanlage vorgeschlagen, nämlich eine Windenergieanlage mit einem mehrere Rotorblätter aufweisenden Rotor, wobei die Rotorblätter in ihrem Blattwinkel verstellbar sind und eine Drehposition des Rotors als Rotorposition erfassbar ist, wobei die Windenergieanlage dazu vorbereitet ist, ein Verfahren zum Erfassen einer Massenunwucht auszuführen, das folgende Schritte umfasst:
    • Betreiben der Windenergieanlage in einem Testbetrieb, in dem
      • die Rotorblätter in eine einer Fahnenstellung ähnliche Testfahnenstellung gestellt werden, die von der Fahnenstellung um nicht mehr als einen Testwinkel abweicht und
      • die Windenergieanlage keine Leistung erzeugt,
    • Ermitteln wenigstens einer Stoppposition, in der der Rotor in dem Testbetrieb stehen bleibt, oder um die er auspendelt, und
    • Ermitteln einer Unwuchtwinkelposition aus der wenigstens einen Stoppposition.
  • Die Windenergieanlage kann insbesondere dadurch dazu vorbereitet sein, das Verfahren auszuführen, dass ein solches Verfahren auf einem Prozessrechner der Windenergieanlage implementiert ist, oder auf einer anderen Recheneinheit. Insbesondere kann eine Betriebssteuerung ein solches Verfahren beinhalten, das Verfahren kann also als Teil der Betriebssteuerung implementiert sein.
  • Gemäß einem Aspekt weist die Windenergieanlage einen Prozessrechner auf und ist dazu vorbereitet, ein Verfahren gemäß einem der vorstehend beschriebenen Aspekte auszuführen. Insbesondere kann das Verfahren dazu auf dem Prozessrechner implementiert sein bzw. der Prozessrechner ist dazu vorbereitet, das Verfahren auszuführen. Damit kann mit der Windenergieanlage all das erreicht werden, was vorstehend in Aspekten zu dem Verfahren beschrieben wurde. Ebenfalls können somit die beschriebenen Vorteile für die Windenergieanlage erreicht werden.
  • Es wird auch ein Windpark vorgeschlagen, der mehrere Windenergieanlagen gemäß wenigstens einem vorstehend erläuterten Aspekt aufweist. Insbesondere kann erreicht werden, dass in diesem Windpark in mehreren Windenergieanlagen ein Verfahren zum Identifizieren einer Massenunwucht ausgeführt werden kann. Damit ist es möglich, in diesem Windpark ein umfassendes Bild über die Unwuchtsituation im Park auf einfache Art und Weise aufzunehmen.
  • Die Erfindung wird nachfolgend exemplarisch anhand von Ausführungsformen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.
    • Figur 1
    zeigt eine Windenergieanlage in einer schematischen Darstellung.
    Figuren 2 und 3
    zeigen schematisch unterschiedliche Rotorstellungen.
    Figur 4
    zeigt schematisch einen Rotor einer Windenergieanlage gemäß den Figuren 2 und 3 zur Erläuterung von Rotorpositionsbezeichnungen.
    Figur 5
    zeigt ein Diagramm mit einer windgeschwindigkeitsabhängigen Ruhelage.
    Figur 6
    zeigt ein Diagramm mit zwei unterschiedlichen Ruhepunktkennlinien für unterschiedliche Unwuchtmassen.
    Figur 7
    zeigt ein Diagramm zum Veranschaulichen eines Auspendelns eines Rotors mit außermittigem Schwerpunkt.
  • Figur 1 zeigt eine schematische Darstellung einer Windenergieanlage gemäß der Erfindung. Die Windenergieanlage 100 weist einen Turm 102 und eine Gondel 104 auf dem Turm 102 auf. An der Gondel 104 ist ein aerodynamischer Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 110 vorgesehen. Der aerodynamische Rotor 106 wird im Betrieb der Windenergieanlage durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und dreht somit auch einen elektrodynamischen Rotor oder Läufer eines Generators, welcher direkt oder indirekt mit dem aerodynamischen Rotor 106 gekoppelt ist. Der elektrische Generator ist in der Gondel 104 angeordnet und erzeugt elektrische Energie. Die Pitchwinkel der Rotorblätter 108 können durch Pitchmotoren an den Rotorblattwurzeln 109 der jeweiligen Rotorblätter 108 verändert werden.
  • Grundgedanken der Erfindung sollen anhand der Figuren 2 und 3 erläutert werden.
  • Es soll immer dann, wenn bei geringer Windgeschwindigkeit oder Windstille der Rotor mit Rotorblättern in Fahnenstellung oder in der Fahnenstellung ähnlichen Testfahnenstellung trudelt, der Verlauf der Rotorposition aufgezeichnet werden. Unter diesem Trudeln ist hier somit der Testbetrieb zu verstehen, in dem Rotorblätter in eine einer Fahnenstellung ähnlichen Testfahnenstellung gestellt werden. Im Falle einer Unwucht wird die schwere Seite des Rotors unten stehenbleiben, wie ein ruhendes Pendel. Da auch in Fahnenstellung und besonders in der Testfahnenstellung Wind ein antreibendes Moment am Rotor bewirkt, wird bei zunehmendem Wind das Pendel mehr und mehr aus seiner Ruheposition ausgelenkt, und zwar umso weiter, je stärker der Wind ist und je schwächer die Massenunwucht. Aus dem Zusammenhang heraus lässt sich, wenn genügend Daten gesammelt sind, abschätzen, ob eine Massenunwucht vorhanden ist, wie groß sie ist, und in welcher Richtung am Rotor sie liegt.
  • Figuren 2 und 3 zeigen eine Windenergieanlage 200 in unterschiedlichen Positionen, sodass für die Figuren 2 und 3 teilweise dieselben Bezugszeichen verwendet werden. Die Windenergieanlage 200 weist einen Rotor 206 mit drei Rotorblättern 208 und einer Rotordrehachse 207 auf, wobei der Rotor 206 drehbar in einer Gondel 204 auf einem Turm 202 gelagert ist. Zur Veranschaulichung ist ein außermittiger Schwerpunkt 205 als Symbol dargestellt.
  • Wenn keine Windgeschwindigkeit vorliegt, wird sich eine Ruheposition einstellen, bei welcher der Schwerpunkt des Rotors unterhalb der Rotordrehachse zur Ruhe kommt. Das ist in Figur 2 veranschaulichend dargestellt.
  • Wenn eine geringe Windgeschwindigkeit vorliegt, so kann sie ein aerodynamisches Moment aufbauen, wenn sich die Rotorblätter nicht in einer idealen Fahnenstellung befinden. Dies wird dazu führen, dass der Rotor leicht weitergedreht wird, und sich folglich eine Ruhelage einstellt, bei welcher der Schwerpunkt 205 leicht angehoben wird. Das ist in Figur 3 veranschaulicht. Dazu sind in Figur 3 für jedes der Rotorblätter 208 aerodynamische Kräfte A, B bzw. C eingezeichnet. Sie wirken zusammen auf den Rotor 206, führen zu dem aerodynamischen Moment und können den Schwerpunkt 205 anheben, nämlich gegen die Schwerkraft 211.
  • Bei niedrigen Windgeschwindigkeiten beobachtet man dabei einen Zusammenhang zwischen
    • der Windgeschwindigkeit und
    • der Winkelabweichung, also einer Auslenkung, der sich einstellenden Ruhelage von der Schwerpunktlage. Diese Winkelabweichung bzw. Auslenkung zeigt Figur 3 im Vergleich zu Figur 2.
  • In der Annahme, dass in den Figuren 2 und 3 der Rotor 206 jeweils zum Stehen gekommen ist, zeigen die beiden Figuren jeweils unterschiedliche Stopppositionen, nämlich in Figur 2 bei Windstille und/oder idealer Fahnenstellung und in Figur 3 bei geringem Wind, der zum Anheben des außermittigen Schwerpunktes führt.
  • Figur 4 erläutert die Bezeichnung einiger Winkelpositionen für einen Rotor 206. Der besseren Übersichtlichkeit halber sind teilweise dieselben Bezugszeichen wie in Figuren 2 und 3 verwendet worden.
  • Die Stellung des Rotors 206 der Figur 4 entspricht etwa der Stellung gemäß Figur 3. Dabei zeigt die Figur 4 einen Stoppwinkel αS, der einen Stopppositionswinkel bzw. die Stoppposition bezeichnet. Die Begriffe Stoppwinkel, Stopppositionswinkel und Stoppposition können synonym verwendet werden. Außerdem ist ein Unwuchtwinkel αU gezeigt, der die Unwuchtwinkelposition angibt. Die Begriffe Unwuchtwinkel und Unwuchtwinkelposition können synonym verwendet werden.
  • Der Stoppwinkel αS und der Unwuchtwinkel αU beziehen sich auf eine Referenz R, die auch synonym als Referenzposition bezeichnet werden kann. Diese Referenz ist grundsätzlich frei wählbar, und wurde hier zur Veranschaulichung als Blattlängsachse des einen Rotorblattes 208 gewählt. Die Stellung dieses Rotorblattes bzw. dieses Rotorblatt selbst bildet somit die Referenz.
  • Weiterhin ist in Figur 4 ein Auslenkungswinkel αA gezeigt, der die Auslenkung des Schwerpunktes 205, und damit auch einer Unwuchtmasse, aus einer Ruhelage bei Windstille beschreibt. In Figur 2 befindet sich der Rotor und damit der Schwerpunkt 205 in einer solchen Ruhelage bei Windstille und die Auslenkung bzw. der Auslenkungswinkel αA ist daher in Figur 2 null.
  • Der Unwuchtwinkel αU ist ein fester Winkel, der nicht von der Rotorstellung abhängt, wohingegen der Stoppwinkel αS und der Auslenkungswinkel αA nicht fest sind und insbesondere je nach Windgeschwindigkeit variieren. Figur 2 zeigt den Rotor 206 in einer Stoppposition bei Windstille und daher ist in Figur 2 der Stoppwinkel αS mit dem Unwuchtwinkel αU identisch und der Auslenkungswinkel αA ist null.
  • Figur 5 veranschaulicht Zusammenhänge zwischen Windgeschwindigkeit Vw und Auslenkung αA. Die Abszisse zeigt die Windgeschwindigkeit Vw und die Ordinate eine resultierende Auslenkung. Die Achsen sind dabei ohne Einheiten, da die Zusammenhänge allgemein, insbesondere unabhängig von der Größe der Unwucht erläutert werden sollen. Die Figur 5 zeigt somit schematisch die Abweichung des Rotors von einer Ruhelage bei Windstille bzw. die Auslenkung des Rotors in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit.
  • Wenn das aerodynamische Drehmoment quadratisch mit der Windgeschwindigkeit zunimmt, während der Hebelarm der Gravitationskraft, als ein daraus resultierendes Rückstellmoment, nur näherungsweise linear mit der Rotorlageabweichung zunimmt, also für kleine Auslenkungen, wird dieser Zusammenhang quantitativ quadratisch sein. Jedoch sind aufgrund der Reynoldszahlabhängigkeit der Auftriebsbeiwerte auch nichtquadratische Zusammenhänge möglich. Spätestens wenn die Ruhelage um etwa 30° Rotorwinkel von der Schwerpunktlage abweicht, die Auslenkung also 30° beträgt, wird kein quadratischer Zusammenhang mehr vorliegen, da mit weiterer Rotordrehung der Hebelarm des Rückstellmoments kaum weiter zunehmen kann.
  • In jedem Fall wird es eine Grenzwindgeschwindigkeit geben, und einen zugehörigen Grenzauslenkungswinkel, bzw. eine Grenzauslenkung, ab dem bzw. der die aerodynamische Kraft so stark ist, dass sich keine Ruhelage einstellen wird, sodass sich der Rotor also (bei wechselnder bzw. schwankender Geschwindigkeit) immer weiterdreht.
  • Diese Zusammenhänge sind in Figur 5 erläutert, die einen ersten Bereich 501 mit näherungsweise quadratischem Zusammenhang zwischen Windgeschwindigkeit und Auslenkung zeigt, und einen zweiten Bereich 502 mit nicht quadratischem Zusammenhang zwischen Windgeschwindigkeit und Auslenkung. Am Ende des ersten Bereichs stellt sich der Übergangswinkel αT als Grenzwinkel des quadratischen und damit ersten Bereichs 501 ein. Am Ende des zweiten Bereichs 502 bei dem Grenzauslenkungswinkel αG wird keine Ruhelage mehr erreicht, was als Ruhelagengrenze 503 gekennzeichnet ist.
  • Figur 5 zeigt somit eine Auslenkungskurve. Vorzugsweise wird vorgeschlagen, eine solche Auslenkungskurve oder dieser zu Grunde liegende Zusammenhänge anzulernen, insbesondere unter Verwendung eines neuronalen Netzes. Zweckmäßigerweise wird in einem solchen vorgeschlagenen Lernverfahren nicht direkt die in Figur 5 dargestellte Auslenkungskurve erlernt, sondern die absolute Rotorposition bzw. die jeweilige Stoppposition, die sich als Ruhelage einstellt, schließlich ist die Schwerpunktlage, also die Unwuchtwinkelposition α-priori nicht bekannt und soll durch das Verfahren ermittelt werden.
  • Die sich einstellende Kurve hängt maßgeblich von der Blattstellung, also dem Pitchwinkel ab, welcher frei gewählt werden kann, jedoch bei jedem Lerndurchlauf gleich gewählt werden muss. Je größer der gewählte Pitchwinkel ist, desto weniger hat der Rotor die Tendenz zur Vorwärtsdrehung und desto mehr hat er die Tendenz zur Rückwärtsdrehung. Je näher der Pitchwinkel an einer "idealen Fahnenstellung" ist, desto größer ist der Windgeschwindigkeitsbereich, in dem ein Stillstand des Rotors eintritt, und der Rotor nicht in einer langsamen Rotation verbleibt.
  • Figur 6 zeigt ein Diagramm mit beispielhaft ermittelten Ergebnissen für einen Rotor mit einer Unwuchtmasse an einer Rotorposition bei 180°: Am Beispiel der Figur 4 erläutert würde das bedeuten, dass der außermittige Schwerpunkt bzw. eine Unwuchtmasse dem Rotorblatt mit der Referenz R gegenüberliegend angeordnet wäre. Das Diagramm stellt die Ruhepunktlage an der Ordinate und damit die Stoppposition αS in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit Vw an der Abszisse dar.
  • Für niedrige Windgeschwindigkeiten (unter 1m/s) entspricht die Ruhepunktlage, also die Stoppposition, der unteren Schwerpunktlage, also 180. Mit steigender Windgeschwindigkeit ist ein Auswandern der Ruhepunktlage in negativer Richtung zu erkennen. Dies bedeutet, dass der gewählte Pitchwinkel in diesem Beispiel bereits so groß war, nämlich größer als eine ideale Fahnenstellung, dass der Rotor 206 rückwärts gedreht wird.
  • Es wurden zwei Untersuchungen als Simulation durchgeführt, nämlich mit zwei unterschiedlichen Unwuchtmassen, nämlich eine mit 600kg und eine mit 1200kg, bei gleichem Abstand zur Rotordrehachse. Das Diagramm zeigt somit eine erste und zweite Ruhepunktkennlinie 601 (für 600kg) und 602 (für 1200kg). Für die beiden betrachteten Unwuchtmassen konnten lediglich Ruhelagen bestimmt werden, die um 5° von der Schwerpunktlage abweichen. Diese Auslenkung wurde bei der höheren Unwuchtmasse erst bei einer höheren Windgeschwindigkeit erreicht. Die für die Unwuchtmasse 1200kg gefundene Kurve entspricht der für die Unwuchtmasse 600kg gefundenen Kurve, aber mit dem Streckungsfaktor 1.4 = 2 . Dies ist erwartungsgemäß, da zur Auslenkung einer doppelt so schweren Unwucht eine doppelt so große Kraft nötig ist, welche bereits bei einer um 2 erhöhten Windgeschwindigkeit erreicht wird.
  • Für die Umsetzung des vorgeschlagenen Verfahrens kann ein Auspendeln untersucht werden, das in Figur 7 erläutert ist.
  • Das nachfolgend beschriebene Verfahren wird vorzugsweise selbstständig aktiv, wenn die Anlage in "Fahnenstellung" stoppt. Dies passiert regelmäßig, z.B. bei:
    • Stopps aufgrund der Schattenabschaltung,
    • Überprüfung einer Sicherheitskette.
  • Ein weiterer Auslöser des Algorithmus ist ein Stopp wegen abfallender Windgeschwindigkeit auf einen zu geringen Wert, um die Windenergieanlage betreiben zu können, was auch als "Windmangel"-Stopp bezeichnet wird. Hier wurde erkannt, dass eine solche Situation in vorteilhafter Weise ausgenutzt werden kann, denn wenn der Rotor durch Windmangel stehen bleibt, werden die Blätter zurückgepitcht, damit bei einem Wiederanlauf der Rotor nicht in eine Stallsituation kommt. Zudem ist in einer solchen Situationen die Windgeschwindigkeit gering, was zur Ausführung des Algorithmus vorteilhaft ist.
  • Es kann aber, sollten obige Ereignisse nicht ausreichend häufig auftreten, in einer Windmangel-Phase, wenn die Windenergieanlage also auf eine Zunahme des Windes wartet, durch eine Steuerung, insbesondere Betriebssteuerung der Windenergieanlage, veranlasst werden, die Blätter in die Testfahnenstellung zu fahren, die also der Fahnenstellung ähnlich ist, um den Wuchtzustand des Rotors zu prüfen.
  • Mit dieser "Testfahnenstellung" wird dabei ein Blattwinkel bezeichnet, bei welchem der Rotor beinahe zum Stillstand kommt, sodass von außen kaum mehr eine Rotordrehbewegung wahrnehmbar ist. Es liegt jedoch immer noch ein leichtes aerodynamisches Drehmoment an, welches quadratisch mit der Windgeschwindigkeit zunimmt.
  • Der Verlauf der Rotorposition während eines Stoppvorgangs bei niedrigen Windgeschwindigkeiten ist in Figur 7 dargestellt, der einen Verlauf über mehrere Minutenzeigt.
  • Figur 7 zeigt somit ein Diagramm, in dem ein Positionsverlauf 700 als Verlauf der Rotorposition α an der Ordinate über die Zeit t an der Abszisse schematisch dargestellt ist. Das Diagramm dient der Veranschaulichung und weist daher keine konkreten Werte bzw. Einheiten auf.
  • Der Positionsverlauf 700 beginnt mit einer Startbedingung 701, die hier symbolisch das Erreichen einer Blattwinkel-Fahnenstellung bzw. dann einer Testfahnenstellung markiert. Diese Startbedingung kann z.B. aufgrund einer Schattenabschaltung auftreten, bei der die Windenergieanlage angehalten wird, um störenden Schattenwurf zu verhindern. Als weitere Vorbedingungen zur Ausführung des Verfahrens sollte geprüft werden, dass keine Rotorbremsen betätigt wurden, dass kein Generatormoment vorliegt, dass aufgrund der Außentemperatur kein Eisansatz zu erwarten ist, dass Lagertemperaturen und die Fettung eine ausreichende Lagerschmierung und keine Lagerschäden vermuten lassen, dass die Blattwinkel alle gleich sind, alle Blattwinkelsensoren funktionieren und auch die Rotorlagemessung funktioniert, und dass die Gondel windrichtungsnachgeführt ist.
  • In dem Positionsverlauf 700 sind dann drei Drehrichtungswechsel mit entsprechenden Drehrichtungsumkehrpunkten gezeigt, die als Umkehrpositionen 702 aufgenommen werden können, mit denen die Rotorlage um eine Ruhepunktposition 703 herum pendelt. Die Ruhepunktposition 703 wird entweder daran erkannt, dass über einen festgelegten Zeitraum keine weitere Drehbewegung mehr erfasst wurde, oder sie kann als Mittelwert aus mehreren sequentiellen Umkehrpositionen 702 bestimmt werden, die synonym auch als Drehrichtungsumkehrpunkte bezeichnet werden können. Die Ruhepunklage muss innerhalb einer Zeitspanne erreicht werden, in der typischerweise keine nennenswerten Windgeschwindigkeitsänderungen auftreten (wenige Minuten). Vorzugsweise wird überprüft, ob diese Bedingung, dass keine nennenswerten Windgeschwindigkeitsänderungen auftreten, erfüllt ist.
  • Es erfolgt eine Aufzeichnung der beobachteten Ruhepunktpositionen 703, die synonym auch als Ruhepunktlagen bezeichnet werden können, über die dabei vorliegenden Windgeschwindigkeiten. Um Störungen durch Anemometerabschattungseffekte zu vermeiden, wird dabei vorzugsweise die letzte Windgeschwindigkeitsmessung bei schnell drehendem Rotor herangezogen. Das kann mit geeigneter Mittelwertbildung erfolgen, z.B. mittlere Windgeschwindigkeitsmessung über die letzten 120° Rotorumdrehung vor Erreichen der Blattwinkel-Fahnenstellung bzw. Testfahnenstellung.
  • Durch ein Regressionsverfahren werden aus den aufgezeichneten Daten folgende Ergebnisse ermittelt.
    1. 1. Es wird ermittelt, welche Ruhepunktlage sich ohne Windgeschwindigkeit einstellt. Diese wird als Schwerpunktlage bzw. Stoppposition betrachtet. Dadurch wird die Winkelposition der Unwucht bekannt bzw. kann daraus bestimmt werden, die als Unwuchtwinkelposition bezeichnet werden kann. Eventuelle Ausgleichsgewichte können gegenüber der ermittelten Position angebracht werden.
    2. 2. Es wird ermittelt, wie sich die Ruhepunktlage mit der Windgeschwindigkeit verschiebt, wodurch die Größe der Unwucht bekannt wird bzw. bestimmt werden kann. Dabei kann geprüft werden, ab welcher Windgeschwindigkeit sich gar keine Ruhepunktlage mehr einstellt, d.h. ab welcher Windgeschwindigkeit das aerodynamische Moment ausreicht, um den Rotor immer weiter zu drehen, oder wie sehr die beobachtete Kurve von einer Kurve abweicht, die für eine bekannte Referenzunwucht ermittelt wurde. Die Größe der ermittelten Unwucht kann dann abgeschätzt werden durch Multiplikation der bekannten Referenzunwucht mit dem Quadrat des Windgeschwindigkeitsverhältnisses der Referenzkurve zu der beobachteten Kurve.
  • Das Messverfahren zur Bestimmung der Rotorunwucht kann durch die vorgeschlagenen Ansätze automatisiert werden.
  • Es soll ohne zusätzliche Sensorik auskommen.
  • Damit soll eine massenhafte Überwachung des Wuchtzustands der Flotte ermöglicht werden.
  • Das Verfahren soll ohne zusätzliche Stillstandszeit auskommen, d.h. in ohnehin vorgesehenen Stopp-Situationen arbeiten.
  • Als Vorteil wurde zudem erkannt, dass die Erfindung grundsätzlich an jeder Windenergieanlage angewendet werden kann, die über eine Messung der Rotorposition und der Windgeschwindigkeit verfügt.
  • Mit dem vorgeschlagenen Verfahren wird eine Selbstdiagnose der Windenergieanlage hinsichtlich einer eventuellen Massenunwucht ermöglicht. Damit können Stillstandzeiten, übermäßiger Verschleiß von Komponenten, und Kosten für Serviceeinsätze und externe Gutachten vermieden werden.

Claims (15)

  1. Verfahren zum Erfassen einer Massenunwucht eines mehrere Rotorblätter aufweisenden Rotors einer Windenergieanlage, wobei die Rotorblätter in ihrem Blattwinkel verstellbar sind und eine Drehposition des Rotors als Rotorposition erfassbar ist, umfassend die Schritte:
    - Betreiben der Windenergieanlage in einem Testbetrieb, in dem
    - die Rotorblätter in eine einer Fahnenstellung ähnliche Testfahnenstellung gestellt werden, die von der Fahnenstellung um nicht mehr als einen Testwinkel abweicht und
    - die Windenergieanlage keine Leistung erzeugt,
    - Ermitteln wenigstens einer Stoppposition, in der der Rotor in dem Testbetrieb stehen bleibt, oder um die er auspendelt, und
    - Ermitteln einer Unwuchtwinkelposition aus der wenigstens einen Stoppposition.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass
    - mehrere Stopppositionen jeweils zusammen mit einer zugeordneten Windgeschwindigkeit aufgenommen werden, insbesondere bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten, und
    - aus den mehreren Stopppositionen mit zugeordneten Windgeschwindigkeiten eine fingierte Stoppposition bei Windstille berechnet wird und
    - aus der fingierten Stoppposition die Unwuchtwinkelposition abgeleitet wird, wobei insbesondere die fingierte Stoppposition als die Unwuchtwinkelposition genommen wird.
  3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass
    - zum Erfassen eines Unwuchtbetrags als Größe der Massenunwucht der Blattwinkel der Rotorblätter so eingestellt wird, dass sich eine Drehkraft aus dem Wind auf den Rotor ergibt, die den Rotor aus einer Stoppposition und/oder Unwuchtwinkelposition in eine Auslenkposition dreht oder in eine anhaltende Drehbewegung versetzt, wobei
    - die Auslenkposition oder die Drehposition bzw. die Drehbewegung erfasst wird,
    - die Auslenkposition eine Drehposition des Rotors relativ zur Unwuchtwinkelposition beschreibt, und
    - in Abhängigkeit von der Auslenkposition oder der Drehposition bzw.
    - in Abhängigkeit von der anhaltenden Drehbewegung
    - der Unwuchtbetrag ermittelt wird, insbesondere
    - unter weiterer Berücksichtigung einer erfassten insbesondere gemessenen Windgeschwindigkeit und/oder
    - unter weiterer Berücksichtigung einer ermittelten Drehkraft und/oder
    - unter weiterer Berücksichtigung des eingestellten Blattwinkels.
  4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
    - im Testbetrieb mehrere Rotorpositionen in zeitlicher Abfolge aufgezeichnet werden, wobei
    - wenn der Rotor dabei auspendelt, Umkehrpositionen erfasst werden, in denen der Rotor seine Drehrichtung umkehrt, und
    - in Abhängigkeit von den Umkehrpositionen die Stoppposition erfasst wird, insbesondere als Mittelwert der Umkehrpositionen.
  5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
    - von einer Pendelbewegung des Rotors eine Periodendauer oder Pendelfrequenz erfasst wird, und
    - die Massenunwucht m*l dem Betrage nach in Abhängigkeit von der erfassten Periodendauer bzw. der erfassten Pendelfrequenz bestimmt wird, vorzugsweise in Abhängigkeit von einer Neigung der Rotorachse relativ zu einer horizontalen Ebene, wobei
    insbesondere die Massenunwucht dem Betrage nach bestimmt wird mit der Berechnungsformel: m * l = k 0 * 2 * π/ T 2 * J/g/cos α T oder m * l = k 0 * 2 * π /T 2 * J/g bzw . m * l = k 0 * 2 * π * f 2 * J/g/cos α T oder m * l = k 0 * 2 * π * f 2 * J/g mit
    m*l: Betrag der Massenunwucht,
    T: Periodendauer,
    f=1/T: Pendelfrequenz,
    J: Massenträgheitsmoment des Rotors um seine Rotorachse,
    g: Erdbeschleunigung
    αT: Neigungswinkel der Rotorachse zur horizontalen Ebene,
    k0: Kompensationsfaktor mit Werten zwischen 1 und 1,5,
    wobei insbesondere eine kleine Pendelbewegung zu Grunde gelegt wird, bei der der Rotor nicht mehr als 60°, insbesondere nicht mehr als 30° zwischen zwei Umkehrpunkten der Pendelbewegung zurücklegt.
  6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
    - ein Zusammenhang zwischen einem bzw. dem Unwuchtbetrag und optional der Unwuchtwinkelposition einerseits und
    - eingestelltem Blattwinkel,
    - erfasster Windgeschwindigkeit, und
    - erfasster Auslenkposition oder Drehposition andererseits
    - in einem Lernverfahren angelernt werden, insbesondere so, dass
    - in mehreren Lerndurchläufen bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten der Unwuchtbetrag und der eingestellte Blattwinkel variiert werden, und die Auslenkposition oder Drehposition jeweils aufgenommen wird.
  7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
    - das Verfahren zum Identifizieren der Massenunwucht ausgeführt oder ausgelöst wird, wenn ein Trudelbetrieb und/oder ein Verstellen der Rotorblätter in eine Fahnenstellung durch eine Umweltvorgabe, insbesondere eine Vorgabe zum Anhalten der Windenergieanlage wegen eines Schattenwurfs, oder wegen einer betrieblichen Vorgabe, insbesondere zur Überprüfung einer Sicherheitskette ausgelöst wird, und/oder
    - das Verfahren zum Identifizieren der Massenunwucht ausgeführt oder ausgelöst wird, indem in einer Windmangelphase, bei geringer vorhandener Windgeschwindigkeit, insbesondere wenn die Windgeschwindigkeit unterhalb einer vorgegebenen Einschaltwindgeschwindigkeit liegt, gezielt der Testbetrieb ausgelöst wird, indem die Rotorblätter gezielt in die Testfahnenstellung gedreht werden, um die Massenunwucht zu identifizieren.
  8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
    - eine Identifikation der Massenunwucht ständig oder zumindest wiederholt durchgeführt wird, wenn ein Trudelbetrieb und/oder eine Betriebssituation zum Verstellen der Rotorblätter in eine Fahnenstellung auftritt,
    - um Werte der Massenunwucht zu aktualisieren und/oder eine auftretende Massenunwucht zu identifizieren, insbesondere um eine Selbstdiagnose durchzuführen.
  9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
    - das Verfahren in einem Windpark und/oder für eine zur Überwachung vorgesehene Gruppe von Windenergieanlagen durchgeführt wird, sodass
    - für jede der Windenergieanlagen die Massenunwucht identifiziert wird und insbesondere
    - die so identifizierten Massenunwuchten und/oder Veränderungen der Massenunwuchten ausgewertet werden, um einen Gesamtzustand der Windenergieanlagen zu bewerten, wobei insbesondere
    - eine Bewertung einer Komponentenfertigung durchgeführt wird und/oder
    - ein Vertauschen von Rotorblättern zwischen Windenergieanlagen identifiziert oder überprüft wird und/oder
    - Lebensdauerprognosen für den Windpark bzw. die Gruppe verbessert werden.
  10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
    - als Vorbedingung zum Ermitteln der Stoppposition, einer bzw. der Auslenkposition und/oder einer bzw. der Drehbewegung eines, mehrere oder alle Kriterien geprüft werden aus der Liste aufweisend
    - keine Bremse ist betätigt,
    - kein Generatormoment ist eingestellt,
    - es liegt kein Eisansatz vor,
    - Lagertemperaturen und Lagerfettungen lassen ausreichende Lagerschmierung erkennen,
    - keine Lagerschäden wurden erkannt oder vermutet;
    - die Blattwinkel aller Rotorblätter weisen denselben Wert auf,
    - alle Blattwinkelsensoren funktionieren,
    - eine Rotorlagemessung zur Erfassung der Rotorposition funktioniert, und
    - eine Windrichtungsnachführung ist aktiv.
  11. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
    - die Windgeschwindigkeit mittels eines Windgeschwindigkeitsmessgerätes erfasst wird, insbesondere mittels eines Anemometers, das auf einer Gondel der Windenergieanlage angeordnet ist, und/oder
    - die Windgeschwindigkeit aus Betriebsdaten der Windenergieanlage ermittelt wird, und in beiden Fällen,
    - die Windgeschwindigkeit vor dem Trudelbetrieb erfasst wird und als Windgeschwindigkeit bei Erreichen und Anhalten in der Stoppposition verwendet wird.
  12. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
    - in Abhängigkeit von der identifizierten Massenunwucht, insbesondere in Abhängigkeit von der ermittelten Unwuchtwinkelposition und dem Unwuchtbetrag
    - eine erste Ausgleichsposition und ein erstes Ausgleichsgewicht bestimmt werden und das erste Ausgleichsgewicht an der ersten Ausgleichsposition befestigt wird, wobei vorzugsweise
    - nach Befestigung des ersten Ausgleichsgewichts die Identifikation einer Massenunwucht wiederholt wird, um eine zweite Ausgleichsposition und ein zweites Ausgleichsgewicht zu bestimmen und das zweite Ausgleichsgewicht an der zweiten Ausgleichsposition zu befestigen, und/oder
    - das erste und/oder zweite Ausgleichsgewicht zusammen mit der ersten bzw. zweiten Ausgleichsposition so bestimmt werden, dass das erste bzw. zweite Ausgleichsgewicht in oder an einer bzw. der Nabe und/oder einem Spinner und/oder einem Rotorblatt befestigt wird.
  13. Windenergieanlage mit einem mehrere Rotorblätter aufweisenden Rotor, wobei die Rotorblätter in ihrem Blattwinkel verstellbar sind und eine Drehposition des Rotors als Rotorposition erfassbar ist, wobei die Windenergieanlage dazu vorbereitet ist, ein Verfahren zum Erfassen einer Massenunwucht auszuführen, das folgende Schritte umfasst:
    - Betreiben der Windenergieanlage in einem Testbetrieb, in dem
    - die Rotorblätter in eine einer Fahnenstellung ähnliche Testfahnenstellung gestellt werden, die von der Fahnenstellung um nicht mehr als einen Testwinkel abweicht und
    - die Windenergieanlage keine Leistung erzeugt,
    - Ermitteln wenigstens einer Stoppposition, in der der Rotor in dem Testbetrieb stehen bleibt, oder um die er auspendelt, und
    - Ermitteln einer Unwuchtwinkelposition aus der wenigstens einen Stoppposition.
  14. Windenergieanlage nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass
    - die Windenergieanlage einen Prozessrechner aufweist und
    - die Windenergieanlage, insbesondere der Prozessrechner, dazu vorbereitet ist, ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12 auszuführen.
  15. Windpark mit mehreren Windenergieanlagen nach Anspruch 13 oder 14.
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Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ES2376815A1 (es) * 2008-12-29 2012-03-20 Acciona Windpower, S.A. Método para evaluar el desequilibrio del rotor de un aerogenerador.
EP3150850A1 (de) * 2015-09-30 2017-04-05 ALSTOM Renewable Technologies Enteisung von blättern einer windturbine

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